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El presidente Duque inauguró la planta de energía fotovoltaica de Trina Solar en Colombia

La segunda fase de la central de energía fotovoltaica “Los Llanos”, desarrollada y administrada por Trina en Colombia, ya está conectada a la red eléctrica de ese país.

De hecho, el presidente de Colombia, Iván Duque Márquez, hizo el corte de listón en la ceremonia de entrega el pasado 22 de enero.

Las fases uno, dos y tres de la central de energía solar “Los Llanos”, con una capacidad instalada total de 82 MWp, han sido desarrolladas por la Unidad de Negocios de Sistemas Internacionales (ISBU, por sus siglas en inglés) de Trina Solar.

Su subsidiaria de Colombia, que es propiedad total de la compañía, proveyó los servicios de administración de Ingeniería, Adquisiciones y Construcción (EPC, por sus siglas en inglés) para este proyecto.

La primera fase de la planta aportó una capacidad de 27 Megawatts/p y se conectó a la red eléctrica en octubre pasado. Esta fase, que recién se unió al mismo sistema, tiene también una capacidad instalada de 27 Megawatts/p megavatios y generará 51 Gigawatts por hora de electricidad al año, lo que equivale al consumo de 23,800 hogares.

Ayudará a reducir las emisiones de dióxido de carbono en alrededor de 19,450 toneladas al año.

El presidente de Negocios de Sistemas Internacionales de Trina Solar, el Señor You Hongming, valora que lograr que el presidente Duque cortara el listón de inauguración fue un gran honor para la empresa.

«El reconocimiento del Presidente a la contribución de Trina Solar al negocio de energía renovable de Colombia nos motiva enormemente. La Unidad de Negocios de Sistemas Internacionales de Trina Solar ha trabajado para cultivar sus actividades en América Latina durante muchos años, ha acumulado una fantástica visión y ha construido un equipo sólido y experimentado de ejecución de proyectos. Nuestra gente completó la segunda fase del proyecto ‘Los Llanos’ y logró la conexión a la red eléctrica en sólo cuatro meses, este es un logro notable dadas las difíciles circunstancias originadas por el COVID-19».

El Director de Negocios de Sistemas Internacionales de Trina Solar para América Latina, Rubén Borja, dijo: «La asistencia del Presidente Duque a la ceremonia, aumenta nuestra confianza en el mercado solar colombiano. Nuestro equipo ahora está dando todo para completar las siguientes etapas del proyecto ‘Los Llanos’, que tendrán una capacidad instalada de alrededor de 52 Megawatts/p».

El proyecto en total instalará más de 200,000 módulos de doble cristal de alta potencia y alta confiabilidad, junto con Vanguard Tracker Solutions. La perfecta adaptación de los paneles de Trina Solar y el sistema de seguimiento puede reducir el costo nivelado de la energía y proveer a los clientes una alta eficiencia, una potente generación de energía y mayores retornos de inversión. Como proveedor líder mundial de soluciones integrales de energía fotovoltaica inteligente, Trina Solar ofrece a los clientes de todo el mundo un paquete de soluciones integradas que incluye productos, desarrollo de plantas eléctricas, diseño y servicios de administración de EPC

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Avanza el proyecto Termosolar Panamá

El proyecto Termosolar Panamá, ejecutado por el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA) y coordinado por la Secretaría de Energía de Panamá, donó hoy dos sistemas de calentamiento solar de agua a Hospital Rural Inabaguiña, ubicado en la Comarca de Guna Yala.

Los calentadores de agua, que funcionan exclusivamente con base en la energía solar térmica, pueden generar cada día hasta 320 litros de agua caliente a 60ºC para estas instalaciones, lo que permite suplir la demanda de agua caliente para las actividades generales como duchas, lavado de utensilios, desinfección de consultorios y limpieza en general.

El hospital, administrado por el Ministerio de Salud de Panamá, está ubicado en la comunidad de Sasardi, Mulatupu, Comarca de Guna Yala, y tiene la capacidad de brindar servicio médico hasta a 40 personas diariamente.

Los calentadores solares de agua, al no necesitar quemar gas o diésel para su funcionamiento, ayudarán a evitar la emisión de 0.54 toneladas de dióxido de carbono equivalente (CO2e) al año.

Termosolar Panamá busca desarrollar el mercado nacional de calentadores solares de agua y hasta la fecha ha diseñado 104 sistemas piloto en edificaciones de salud, asistencia social, hoteles, empresas privadas y residencias particulares.

La ejecución del proyecto Termosolar Panamá en todo el país evitará en total 2.6 millones de toneladas de CO2e al 2050, lo cual contribuirá al cumplimiento de los compromisos climáticos suscritos por Panamá en el Acuerdo de París.

Termosolar Panamá se ejecuta en coordinación con la Secretaría Nacional de Energía, el Ministerio de Ambiente, la Universidad Tecnológica de Panamá, el Banco General y el Panama Green Building Council, y es financiado por el Fondo para el Medio Ambiente Mundial (GEF). El proyecto también busca ampliar la conciencia ciudadana sobre los beneficios de la tecnología solar térmica con el fin de impulsar las inversiones en esta fuente de energía limpia y renovable para contribuir a la reducción de emisiones de carbono.

Para más información, por favor contacte a:
Dirección de Comunicación, Secretaría Nacional de Energía, bburgos@energia.gob.pa

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«Hay 5.226 MW de proyectos fotovoltaicos de gran escala esperando aprobación de permisos de generación en México»

A la decisión de la Comisión Federal de Electricidad de no instalar proyectos de energías renovables hasta 2027 se suma que hay varios emprendimientos sustentables que se encuentran detenidos. 

Cabe destacar que en los últimos días del 2020 el Centro Nacional de Control de Energía le puso un freno a las energías limpias como medida preventiva por motivos de confiabilidad tras el apagón que afectó a más de diez millones de usuarios. 

Este tema fue tratado por Casiopea Ramírez, Consejera en ASOLMEX, durante el webinar “La nueva generación de paneles solares JA Solar y su impacto en el costo nivelado de energía”, moderado por Nanda Singh, periodista de Energía Estratégica. 

En uno de los gráficos, resultado de estudios en temas de penetración de energía solar en el sexenio pasado o anteriores, se detalló que, dentro de las centrales solares afectadas por el retraso de trámite, hay 5.226 MW de proyectos de gran escala esperando aprobación de permisos de generación, que superan 5.000 millones de dólares de inversión directa. 

Además existen otros 2.565 MW de proyectos de gran envergadura esperando el trámite de interconexión, que representan más de 2.400 millones de dólares de inversión en. 

CENACE es quien realiza las pruebas pre-operativas para que las nuevas centrales entren, mientras que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) se encarga de la entrega de permisos.

“Desafortunadamente hoy en día no contamos con el apoyo, el interés ni línea de desarrollo por parte de nuestra política pública”, explica Casiopea Ramírez, Consejera en ASOLMEX, . 

“Con el sector que tenemos, el potencial y las inversiones que están dispuestas para continuar con el crecimiento de los proyectos, el perjuicio termina siendo para México y para los consumidores, dado que no tienen una alternativa para tener un suministro de energía eléctrica mucho más sostenible, sin emisiones y con un costo mucho más bajo”, explicó. 

Otro de los factores a tener en consideración es la reciente asunción presidencial de Joe Biden en Estados Unidos y la política energética que tome, que, cabe destacar, ya reafirmó el Acuerdo de París. 

Justamente el cambio de mandato en la presidencia estadounidense se ve con ojos de esperanza ya que “hay mucha expectativa sobre cuál será el impacto sobre México de las políticas que vaya a adoptar a nivel país”. 

“Siendo un aliado comercial tan importante para México, es natural preguntarse qué va a pasar. Si habrá un impacto positivo en el desarrollo de energías renovables, si será en el corto plazo, si generará disputas entre ambos gobiernos, entre otras preguntas”, comentó Ramírez. 

La estrategia que plantee Estados Unidos en cuanto al progreso de cadenas de valor y metas específicas de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, sumado a la interacción de renovables, se considera “una oportunidad por la gran capacidad de máquina que tiene México”. 

Sin embargo, la especialista prefirió no ser tan optimista debido a que antepone el “seguimiento en los potenciales cambios o los nuevos documentos, como el de CFE, donde desafortunadamente no se está considerando ninguna inversión en renovables”.

Cómo así también el hecho de «mantenerse pendientes en la evolución de la política energética mexicana y cómo impactará en las relaciones internacionales, no sólo con Estados Unidos, sino a nivel mundial».

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Plantean apelar al Fondo Verde para el Clima para destrabar energías renovables en Argentina

Las energías renovables en Argentina se encuentran en un momento de stand by. Son varios los especialistas que afirman que desde las elecciones presidenciales primarias de 2019 se desaceleró el crecimiento, y sumada la pandemia, se agravó la situación.

¿Cuál es el problema? “La falta de créditos”, aseguró Cecilia Giralt, consultora en energías renovables y ex-Directora de Contrato y Mercado a Término, en una entrevista con Energía Estratégica.

“Los contratos que fueron adjudicados y que tenían posibilidad de construcción, no pueden arrancar porque no consiguen financiamiento”, agregó.

Actualmente la entrevistada ve un desaliento en el sector, que involucra tanto a los proyectos adjudicados en el Programa Renovar, muchos de ellos detenidos, como así también en el Mercado a Término.

“Lo que más lamento es que se trabajó durante 4 años con mucho esfuerzo para generar un sector que no existía en el país, no sólo a través de las licitaciones del RenovAr sino también, con iniciativas que se hicieron con el Instituto Nacional de Tecnología Industrial para el desarrollo de proveedores locales”, aseguró.

En aquellos proyectos detenidos, varios licitados en la ronda 2 de RenovAr, Giralt cree que “se deberían tomar decisiones más activas, respecto de articular medidas o acciones para ayudar a los proyectos a iniciar su construcción”.

Aunque hizo la diferencia entre aquellos casos que tuvieron fines especulativos de los que realmente tienen  intenciones de ser operativos y no pueden acceder a  financiamiento.

Como una medida para acercar soluciones a esta cuestión, entiende que el Fondo Verde para el Clima, podría ser una alternativa para fondear proyectos renovables en el país”.

Dicho Fondo, está dentro del marco de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático y fue constituido como un mecanismo para ayudar a países en desarrollo en prácticas de adaptación al cambio climático y mitigación de sus efectos.

“Quizás pueda ser una primera opción a explorar. El Fondo Verde para el Clima se constituyó para ayudar a los países a financiar proyectos verdes, y las energías renovables están dentro de su órbita”, señaló.

“Tendríamos que mirar cómo vamos a posicionarnos energéticamente en el contexto internacional que se viene, que si bien es complicado, ofrece un montón de posibilidades porque tenemos los recursos”.

“En otras palabras, ver el potencial y posibilidades concretas para desarrollar negocios de energías limpias, como el Hidrógeno Verde,  que sin duda reemplazará los fósiles en un futuro cercano, y podrían generar divisas al país, afirmó.

Además, el crecimiento de las renovables no sólo se enmarcan en acuerdos internacionales, sino forma parte de una política pública, que se inició con la Ley 27.191, que tiene por meta la diversificación de la matriz energética, al menos, en un 20% con fuentes renovables para el fin de 2025.

“Esta política, trasciende los gobiernos de turno, y es mandatorio respetar la ley. Estamos muy cerca y nos quedan pocos años. Si se articulan algunas cosas, por supuesto se puede lograr, porque hay capacidad para ello. El tema es qué política económica y financiera se proponga para atraer las inversiones ”, opinó Cecilia Giralt.

“Sin embargo, lograr esto, será bastante difícil, si no hay señales concretas por parte del  gobierno, que alienten al sector”, afirmó.

La ex-Directora de Contrato y Mercado a Término, ante la pregunta de la expectativa respecto al futuro del sector, respondió:

“Dependerá de los engranes gubernamentales, o sea de las señales que se den al sector. Creo que el éste no está siendo acompañado como lo necesita”, sentenció.

También reflexionó, sobre el futuro energético de la Argentina post pandemia. Hoy hay una desaceleración de la economía que deriva en menor demanda energética de los sectores industriales, que combinada con una desinversión en el sector, nos deja estas preguntas: “¿Qué va a pasar cuando Argentina comience a crecer y necesite energía? ¿Podremos abastecer la demanda con lo que generemos, o necesitaremos importar energía como ya nos pasó?”.

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Enertik desembarca en México y otros países de Latinoamérica para crecer en el segmento fotovoltaico

Nada detiene la expansión y penetración de la energía solar en el mundo. Y, en Latinoamérica, los productos de tecnología fotovoltaica, termo solar atmosférica y baterías de litio parecieran ser los más solicitados a los distribuidores. 

¿A qué se debería su éxito? Energía Estratégica dialogó con el Ing. Ignacio Beloni, director de Enertik en América Latina, al respecto. El empresario analizó los movimientos de la oferta y la demanda en este inicio de año para determinar qué productos podrían ser los más populares en la región:

¿Cuál es su pronóstico de ventas para este año?

En Argentina, estamos afianzados en el mercado y comienzan a aparecer algunas dificultades en la importación de mercadería. Esperamos entonces un crecimiento aproximado del 4%.

¿Y en Chile?

Chile es otro escenario. Tenemos un año y estamos creciendo rápidamente. Deberíamos estar creciendo al menos un 50% este 2021. 

¿Eso es una buena señal del mercado? 

Podría parecer un escenario optimista, pero el inicio del 2020 fue difícil por cuestiones sociales y luego por la pandemia. Ahora, parece estar encaminado.

¿En qué productos proyectan tener el mayor volumen de ventas? 

Los paneles solares, soportes y protecciones tienen buenas ventas en ambos países. 

En Chile, por lo general hay preferencia por paneles solares con potencias superiores a los 270 W. De todas formas, creo que el termo solar atmosférico podría ser el producto con mayor crecimiento; son mucho más económicos que los termos presurizados y con prácticamente las mismas prestaciones, los instaladores con mayor experiencia y capacidad técnica los prefieren porque también son más fáciles de vender a sus clientes. 

En Argentina, la demanda es más pareja respecto a las potencias, pero con tendencia a paneles solares de 160 W o similares. Argentina tiene una demanda de baterías que no se está pudiendo satisfacer por faltantes en el mercado, si este año se regulariza podrían ser los productos con mayor crecimiento en las ventas. 

En este primer mes del año 2021 ¿han percibido alguna tendencia de crecimiento de otro mercado en el Cono Sur? 

Perú y Colombia son mercados interesantes y con mucho potencial. También recibimos consultas continuas de Paraguay. 

¿Han evaluado vender en esos países también?  

Este año, toda nuestra energía estará puesta en Enertik México, con vistas a comenzar a operar en los próximos meses. 

Tenemos intenciones de continuar con este proceso, probablemente el próximo año evaluaremos los pasos a seguir.

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Los 10 puntos que el Ministerio de Minas y Energía ubica para la reactivación sostenible de Colombia

Durante la presentación de los diez hitos del sector minero-energético en 2021, el Ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, aseguró este será el año para impulsar la reactivación sostenible de Colombia, que se traducirá en equidad, desarrollo y nuevas oportunidades para el país y sus regiones, en tres ejes estratégicos: Transición Energética, seguridad energética y diversificación y formalización minera.

Transición Energética

  1. Consolidar la masificación de las fuentes no convencionales de energías renovables con una capacidad instalada acumulada de más de 700 megavatios en 2021, esto es 25 veces más la capacidad del país en 2018.

“La Transición Energética de Colombia seguirá imparable en 2021. La meta en materia de incorporación de energía solar y eólica es llegar a los 37 proyectos nuevos conectados que representan 530 megavatios de capacidad instalada adicional, equivalentes al consumo de más de 450.000 hogares. De ellos, 36 serán solares, y uno más será eólico; el primer parque puesto en operación en este Gobierno, en el departamento de La Guajira”, agregó el Ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

Para seguir impulsando la incorporación de energías renovables no convencionales, este año se desarrollararán una nueva subasta de energías renovables, que será una oportunidad única para comercializadores que atienden a usuarios no regulados (29% de la demanda nacional), y la primera subasta en Latinoamérica para un sistema de almacenamiento de energía con baterías a gran escala, que estará ubicado en Atlántico y tendrá una capacidad de 50 megavatios.

  1. Presentación de la hoja de ruta del hidrógeno como una de las nuevas fuentes de energía limpia e implementación de los primeros pilotos de geotermia.

Durante el primer semestre de 2021 se hará pública la hoja de ruta del hidrógeno como una de las nuevas fuentes de energía limpia para los próximos diez años, con el apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo, y se desarrollarán tres pilotos de geotermia en los Llanos Orientales, con el apoyo de dos empresas del sector hidrocarburos.

  1. Lanzamiento de la hoja de ruta de la Misión de Transformación Energética para seguir consolidando la apuesta por la modernización del sector eléctrico.

En marzo de 2021 será pública la hoja de ruta de la Misión de la Transformación energética, que comprende cinco ejes clave: Competencia, participación y estructura del mercado eléctrico, El rol del gas en la transformación energética: abastecimiento, suministro y demanda, Descentralización, digitalización y gestión eficiente de la energía, Cierre de brechas, cobertura y calidad del servicio y Revisión del marco institucional y regulatorio. Durante el segundo semestre de 2021 iniciará la implementación de las acciones de corto plazo incluidas en esta hoja de ruta.

  1.  Impulso a la movilidad eléctrica y sostenible de Colombia

«En 2021 Colombia se sube a la movilidad eléctrica y sostenible con incentivos para que cada municipio tenga estaciones eléctricas de carga pública, la estandarización y condiciones de mercado en firme para cargadores eléctricos, aumentando la mezcla de B12 a nivel nacional, continuando con la política de mezclas superiores voluntaria y reglamentando indicadores de calidad de auto GLP», explicó el Ministro Mesa.

Equidad, acceso a servicios públicos y seguridad energética

  1. Superar los 70.000 usuarios con acceso, por primera vez, al servicio de energía eléctrica con recursos públicos.

«La energía eléctrica es sinónimo de equidad y desarrollo. Por eso, en 2021 llegaremos a 27.813 familias adicionales, acercándonos a la meta de los 100.000 nuevos usuarios a 2022 que nos trazamos en el Plan Nacional de Desarrollo», aseguró el Ministro de Minas y Energía, Diego Mesa

Al cierre de 2020, 44.560 familias por primera vez tuvieron acceso al servicio de energía eléctrica en sus hogares, en departamentos como Nariño, Chocó, Caquetá, Santander y Cauca, gracias a la instalación de paneles solares y a la conexión de nuevos usuarios al Sistema Interconectado Nacional.

  1. Cumplimiento con anticipación de la meta de 10’361.333 usuarios de gas natural en el país, trazada en el Plan Nacional de Desarrollo y de un millón de nuevos usuarios durante el cuatrienio.

En 2021, 250.000 familias podrán acceder a este servicio y otras 25.000 familias dejarán de cocinar con leña. Este cierre de brechas ratifica la importancia de contar con un combustible clave como el gas y poder asegurar nuestra autosuficiencia energética.

  1. Asignación de mínimo 15 nuevas áreas con la ronda del Proceso Permanente de Asignación de Áreas liderada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos

La Agencia Nacional de Hidrocarburos desarrollará una cuarta ronda del Proceso Permanente de Asignación de Áreas, que han denominado Ronda Colombia 2021, en la que se ofertarán entre 30 y 40 bloques.

«Como gran novedad, este año tendremos áreas con una gran prospectiva en Chocó, Urabá y offshore en el Pacífico colombiano. Con este proceso esperamos firmar al menos 15 contratos de exploración y producción adicionales, que se sumarán a los a 35 suscritos entre 2019 y 2020, después de 5 años sin un solo acuerdos de esta naturaleza», agregó el Ministro Mesa.

En cuanto al desarrollo de actividades costa afuera, en 2021 iniciarán las perforaciones de Chevron/Noble Energy en COL3, y el desarrollo de nuevos pozos exploratorios de Ecopetrol-Shell. Además, para el segundo semestre de 2021 se espera la adjudicación de la Planta Regasificadora del Pacífico.

Diversificación y formalización minera

  1. Impulso al menos a tres corredores de exploración en oro y cobre, minerales claves para la Transición Energética de Colombia

Colombia se prepara para desarrollar hasta 30 proyectos de oro y cobre a 2024, que pueden representar U$5.000 millones de dólares en inversiones y 7 mil empleos. El carbón es y seguirá siendo importante. Por eso, el país aprovechará las nuevas oportunidades con tecnologías más limpias como el Hidrógeno.

«El sector minero es clave para la reactivación sostenible y segura de Colombia y sus regiones. Por eso, uno de nuestros retos más importantes será proteger unos 350.000 empleos que genera el sector», aseguró el Ministro Mesa

  1. Lanzamiento del nuevo mecanismo para otorgar contratos de concesión minera, liderado por la ANM

A través del Proceso Permanente de Asignación de Áreas Estratégica Mineras, la Agencia Nacional de Minería buscará elegir a los mejores proponentes para impulsar la exploración y el desarrollo de proyectos. Este año los esfuerzos se centrarán en áreas para la exploración y explotación de cobre y fosfatos.

  1.  17.500 pequeños mineros en la legalidad y otros 6.000 en tránsito

“Con esta meta, que representa más de diez veces lo que se logró en el anterior cuatrienio, esperamos llegar a los 21.000 mineros formalizados al cierre de 2021, cifra que se acerca a la meta trazada en el Plan Nacional de Desarrollo, de llegar a los 27.000 mineros antes de finalizar el cuatrienio”, indicó el Ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

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Subastas por tecnología y más cupo: los reclamos del sector eólico en España

La potencia total eólica adjudicada en la subasta ha sido de 998 MW, que ha sido asignada a 7 empresas. Actualmente, la eólica cuenta con el 100% de la cadena de valor ubicada en España, es la primera tecnología por potencia instalada de nuestro mix y la segunda por producción.

Con los resultados de la subasta, la eólica será la primera tecnología del mix en potencia y producción en los próximos años.

Según los cálculos de la Asociación Empresarial Eólica (AEE), los proyectos adjudicados a la eólica supondrán una inversión superior a 1.000 millones de euros, ayudando a mantener los más de 30.000 puestos de empleo de valor añadido con desarrollo profesional, trayectoria, versatilidad y poder adquisitivo competitivo.

Para Juan Virgilio Márquez, CEO de AEE: “El dimensionamiento de los cupos mínimos de cada tecnología y el calendario de puesta en marcha de los proyectos debe respetar la proporcionalidad que cada tecnología tiene asignada para cumplir con el PNIEC»

Y agrega que «en el caso de la eólica, el sector puede asumir anualmente cupos más amplios que el actual. El impulso al sector eólico español es necesario para contribuir a la recuperación económica en los próximos años”.

Subastas renovables y objetivos PNIEC

AEE explica que la subasta es una herramienta que ayuda a una velocidad de incremento de las renovables. No obstante, las subastas no son un mecanismo suficiente para cumplir con los objetivos del PNIEC.

La institución plantea que el avance de la eólica anual debería estar en torno a los 2.200 MW para poder alcanzar los 50.333 eólicos instalados en 2030. Por tanto, el cupo de eólica de la subasta actual con 1.000 MW, más los ya planificados 1.500 MW anuales hasta el 2025, no son suficientes. Garantizar un ritmo de avance anual de los proyectos es imprescindible para evitar tensiones en la cadena de suministro.

Según AEE el reto es habilitar un diseño de subastas anuales futuras que permita aprovechar al máximo las características de cada tecnología, no compitiendo entre ellas sino sumando esfuerzos, y que vele por la cadena de valor existente en nuestro país. La competencia bajo esquemas de neutralidad tecnológica obliga, aun disponiendo de cupos garantizados para cada tecnología, a estrategias agresivas de los actores, que pueden no tener en consideración las implicaciones en nuestra cadena de valor existente.

No obstante, además de las posibilidades que ofrece la subasta, hay otros proyectos eólicos maduros que estratégicamente optan por otros mecanismos como PPAs o merchant con coberturas, para su desarrollo y que seguirán contribuyendo al crecimiento de la potencia eólica necesaria para cumplir el PNIEC. La coexistencia de los diferentes mecanismos hará posible alcanzar dichos objetivos, avanzar en la descarbonización y en una mayor electrificación.

Subasta, cupo por tecnología y calendario

De acuerdo a AEE el cupo eólico establecido en la subasta, 1.000 MW eólicos (menos de 250 aerogeneradores con los modelos actuales), implica realmente una carga de trabajo muy por debajo de la capacidad del sector, que está cercana a los 4.000 MW/año. Por tanto, garantizar un ritmo de avance anual de los proyectos con la dimensión adecuada es imprescindible para evitar tensiones en la cadena de suministro.

AEE precisa que asignar 500 MW más de cupo mínimo a la eólica ayudará a dar estabilidad a la cadena de valor ubicada en nuestro país y asegurará mayor reducción de emisiones de CO2 que con cualquier otra tecnología.

«La fecha de instalación de los nuevos megavatios adjudicados para la eólica en la subasta es 2024. El sector eólico precisa de una planificación de fabricación para 2022 y 2023 para que los centros industriales cuenten con la visibilidad y predicción necesarias, que evite tensiones en la cadena de valor», advierten en AEE.

Precio de la electricidad y la eólica

El incremento de la eólica en nuestro sistema abarata el precio de la electricidad. La energía eólica genera muchas horas de producción en horas de alta demanda, disminuyendo la factura de la electricidad para el consumidor y para la industria.

El desarrollo acompasado de la eólica con su objetivo para 2030 tiene una gran relevancia para reducir el riesgo de altos precios de la electricidad en los meses de invierno. Ante un aumento esperable de la demanda eléctrica en los próximos años, es fundamental aumentar la generación eólica especialmente en los meses de invierno para evitar que se vuelvan a reproducir los altos precios vistos en la segunda semana de enero de este año.

La eólica es la única tecnología renovable competitiva disponible que puede dar más generación en esas horas cruciales de consumo eléctrico de los días de invierno aumentando la potencia instalada. No aumentar el cupo eólico al nivel necesario para alcanzar los 50,3 GW eólicos en 2030 sería arriesgarse a tener con mayor frecuencia altos precios de la electricidad en los meses de invierno, que son precisamente aquellos en los que más electricidad consumen los ciudadanos y las empresas, y que más afectan a su factura energética total.

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UNEF destacó los 24,47 €/MWh de precio promedio en la subasta fotovoltaica española

UNEF celebra doblemente el éxito de la primera convocatoria de subasta de energías renovables desde 2017 en la que la energía fotovoltaica ha demostrado su competitividad al lograr la adjudicación de 2.036 MW de los 3.034 MW subastados.

Además, se felicita porque la adjudicación ha estado muy repartida entre empresas y ha abarcado todo tamaño de proyectos, dando cabida a una gran variedad de actores.

“La energía fotovoltaica ha puesto de manifiesto su competitividad en estas subastas. El enorme interés suscitado por los proyectos de energía fotovoltaica, la más barata del mercado y la de menor impacto en el medioambiente, ha quedado patente con la adjudicación de dos tercios de la energía subastada. El resultado son unos precios que permitirán trasladar un beneficio en la factura de la luz de los consumidores”, declara Rafael Benjumea, presidente de UNEF.

El precio medio de la subasta de KW fotovoltaicos ha resultado de 24,47€/MWh, una retribución garantizada y sostenible para los próximos 12 años lo que va a facilitar la financiación de las instalaciones que se han hecho un hueco en las subastas. El precio medio obtenido de 24,47€/MWh supone un descuento del 28% sobre el precio de mercado de la electricidad en 2020, año de precio particularmente bajo por el COVID, y de un 49% sobre los precios del año 2019.

Desde UNEF esperamos que estas subastas se complementen con la celebración de otra puja específica para proyectos de menos de 10MW en las que salga a mercado un 20% de la capacidad subastada (600MW) y otra subasta específica para proyectos con almacenamiento.

“El éxito del modelo de subasta elegido ha demostrado ser una fórmula acertada tanto por el volumen de proyectos como por el precio que se ha capturado para los consumidores. El éxito de la subasta de energías renovables supone el éxito de la energía fotovoltaica, con 2034MW conseguidos, y de los ciudadanos, que ahora contarán con una energía más limpia y barata”, asegura Benjumea.

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Gran expectativa en Panamá por la conformación del Consejo Nacional de Transición Energética

La Secretaría Nacional de Energía de Panamá se encuentra recibiendo las ternas de candidatos del sector privado para ocupar ocho de los 17 lugares previstos para miembros del Consejo Nacional de Transición Energética

Gremios empresarios, asociaciones civiles e instituciones académicas aún pueden postular a sus máximos referentes para formar parte del mismo. La convocatoria seguirá abierta hasta mañana, viernes 29 de enero. 

Una vez cerrado el plazo establecido, la Secretaría Nacional de Energía publicará en su página web un listado con los nombres y resumen de hoja de vida de todas las propuestas recibidas. Son muchas las expectativas por conocer ese listado. 

Según pudo saber este medio, la casilla infoenergia@energia.gob.pa, perteneciente a la Secretaría Nacional de Energía de Panamá no deja de recibir correos electrónicos tanto del sector privado como público, debido a que también nueve instituciones de gobierno deberán designar un titular y un suplente y notificarlo por escrito.

Con lo cual, el interés por conformar este espacio multisectorial queda expresado en el volumen de solicitudes que ya se recibieron. 

Es preciso recordar a los interesados en enviar su correo el día de hoy que en la nota a remitir junto con la propuesta de representante principal y suplente de su sector, se debe adjuntar la hoja de vida de los mismos y las razones por las cuales desean participar como representante del gremio o sector. 

En la primera reunión del Consejo Nacional de Transición Energética se contempla la presentación de las propuestas, con la recomendación previa de la Secretaría Nacional de Energía, para escoger a los representantes del sector privado que participarán por su respectivo gremio o sector. 

Una vez designados todas las bancas, se aspira a que en las próximas reuniones sus miembros debatan temas relativos a los Lineamientos Estratégicos de la Agenda de Transición Energética y cumplan su función de asesoría, consulta y rendición de cuentas para el Gobierno. Para tener mayores precisiones al respecto, Energía Estratégica se comunicó con Rosilena Lindo Riggs, la flamante nueva Subsecretaria Nacional de Energía de Panamá, quien a accedió a brindar su testimonio exclusivo.

¿Este año iniciarán las actividades?

Efectivamente, estaremos conformando el próximo mes de febrero el primer Consejo Nacional de Transición Energética del Continente.

¿Qué objetivo persiguen?

Nuestro objetivo no es otro que sentar las bases para avanzar hacia un necesario, imprescindible e irrenunciable pacto de Estado con la sociedad que desde el diálogo y sin perder de vista los compromisos ambientales adquiridos, permita diseñar con un objetivo a mediano y largo plazo, un modelo energético sostenible.

Partiendo de la consideración, de la energía como un bien que no es infinito, y a su vez es de primera necesidad.

Para llevar a cabo este objetivo es necesario definir en conjunto estas directrices fundamentales para la referida transición energética, a detalle en siete Estrategias, y variadas líneas de acción, planteadas en los “Lineamientos Estratégicos de la Agenda de Transición Energética 2020-2030”.

El Consejo se conformará como un espacio multisectorial, ¿por qué?

Las ciudades son absolutamente fundamentales pues en ellas vive la mayoría de la población, y son responsables de la mayor parte tanto del consumo de energía, como de la emisión de gases de efecto invernadero (GEI), y justo en ellas debemos apoyarnos para intervenir y lograr un desarrollo energético sostenible y un modelo de desarrollo económico balanceado.

Ello te responde porque es importante para nosotros crear políticas públicas, en consenso, con un grupo de expertos que represente los puntos de vista de diversos sectores y del ciudadano.

Rosilena Lindo Riggs – Subsecretaria Nacional de Energía

Esta administración cree en el alcance de metas basados en la cercanía, accesibilidad y cohesión social. Forjamos nuestros proyectos haciendo hincapié en una estrecha relación entre la autoridad y la ciudadanía.

Conformar el Consejo de Transición Energética requerirá de un exhaustivo análisis por nuestra parte, al recibir a la fecha variado interés de gremios del sector energético de notable renombre en el país, quienes manifiestan su deseo en ser parte de este Comité. Cabe destacar, que los mismos tendrán un principal y su suplente.

¿Cuándo dirán los resultados?

Mantenemos la fecha citada para la recepción de solicitudes. Cuando realicemos el análisis de los postulados lo daremos a conocer a la ciudadanía y, por supuesto, a Energía Estratégica.

Destacamos que la selección obedece a representantes que protejan un modelo de gobernanza que ponga a la ciudadanía en el centro, de manera que reconozca los grandes conceptos sobre cambio climático, energía y consumo responsable como condición sine qua non para su implicación y corresponsabilidad.

Para ello, requerimos que, desde la Secretaría de Energía, junto a este representativo grupo hacer mucho más, y estar dispuestos a emprender acciones a la altura del reto que tenemos.

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Ministro Jobet convoca a grupo transversal de líderes para impulsar líneas claves del hidrógeno verde

Este grupo estará a cargo de apoyar la labor del Ministerio de Energía y otras instituciones públicas y privadas en reducir las barreras al desarrollo del hidrógeno verde en Chile, así como actuar como puente con la ciudadanía y los diversos grupos de interés para comunicar las oportunidades y los desafíos de esta nueva industria.

En ese sentido, Jobet señaló “desarrollar la industria del hidrógeno verde nos permitirá – en solo una generación- cambiar la matriz productiva de Chile. Una oportunidad tan importante como esta se da muy de vez en cuando en la historia de los países. Por eso desde el ministerio de Energía estamos impulsando el hidrógeno verde con visión de Estado y mirada de largo plazo. Debemos trabajar colaborativamente Gobierno, líderes de opinión, ONGs y empresas. Y precisamente es esto lo que estamos materializando a través de este grupo de embajadores”.

Entre los 19 embajadores, destacan personalidades como Eduardo Frei, David Gallagher, Eduardo Bitrán, Javiera Parada, Pedro Pablo Errázuriz, Loreto Silva, Daniel Fernández, Francisca Castro, Josefina Montenegro, Marcos Lima, entre otros.

Finalmente, el Ministro detalló que el próximo paso será definir los capítulos regionales, con líderes de las propias regiones. “Esto es esencial porque la industria se desarrollará como polos tanto en el Norte como el extremo Sur, que es donde están las mejores condiciones naturales. Y la participación de los líderes locales desde el principio es fundamental para recoger la realidad de cada zona”, agregó.

La estrategia plantea- en su primera fase- desarrollar el mercado doméstico para luego iniciar la etapa de exportación. En este primer período se buscará desplegar el uso del hidrógeno verde en 6 aplicaciones prioritarias en Chile para construir un mercado local: uso en refinerías, amoníaco doméstico, camiones mineros, camiones pesados de ruta, buses de larga autonomía e inyección en redes de gas.

Actualmente se están evaluando más de 20 proyectos pilotos de hidrógeno verde en Chile. A partir de energías renovables, como la eólica y la solar, algunos proyectos producirán hidrógeno verde para ser usado como energético y otros para generar derivados como el amoníaco, metanol y otros combustibles verdes. Además, se están desarrollando una serie de proyectos de innovación para reemplazar equipos diésel por aplicaciones que usen hidrógeno como combustible, tales como trenes, camiones mineros y embarcaciones menores.

EJES ESTRATÉGICOS Y SUS EMBAJADORES

  1. Minería: Articular y movilizar a empresas mineras y de la cadena de suministro minero al uso del hidrógeno verde en la industria. Apoyar en la negociación de acuerdos público-privados y compromisos que aceleren el proceso de integración de energía limpia en el sector. Lograr que estos actores comprendan la necesidad, factibilidad y conveniencia de integrar hidrógeno verde en la minería y comunicar ampliamente estos temas al público general.

Embajadores: Marcos Lima y Francisca Castro.

  1. Transportes: Generar interés y voluntad decidida en un amplio grupo de actores privados de incorporar el hidrógeno verde y sus derivados, como los combustibles sintéticos, en sus operaciones. Relevar las oportunidades de utilizar hidrógeno y así reducir emisiones en diversas modalidades de transporte, como los vehículos ruteros, los ferrocarriles, la aviación y el transporte marítimo.

Embajadores: Pedro Pablo Errázuriz y Josefina Montenegro.

 

  1. Petróleo y Gas: Explorar posibles escenarios y rutas para el involucramiento de ENAP en la futura cadena de valor del hidrógeno verde en Chile. Apoyar en el diseño de mecanismos que permitan incorporar gradualmente el hidrógeno verde en las redes de gas natural.

Embajadores: Loreto Silva y Daniel Fernández

  1. Exportación: Gestionar contratos de compra de hidrógeno verde y sus derivados en mercados internacionales, con foco en Asia y Europa.

Embajadores: Eduardo Frei Ruiz Tagle y David Gallagher.

  1. Educación y ciudadanía: Crear y difundir mensajes clave para la ciudadanía, con énfasis en las oportunidades que ofrece al país el desarrollo de esta nueva industria, en diversos medios y plataformas. Entusiasmar a actores sociales relevantes del sector para resolver las inquietudes de la ciudadanía respecto a los impactos de esta industria y las maneras en que estos son mitigados, tal como uso de agua, terreno, residuos, entre otros.

Embajadores: Javiera Parada y Pablo Ortúzar.

 

  1. Financiamiento e incentivos: Identificar y desarrollar fuentes de financiamiento público y privado, nacional y extranjeros, para la industria del hidrógeno verde. Proponer eventuales mecanismos de incentivos que fomenten la obtención del financiamiento necesario para esta industria baja en carbono.

Embajadores: Axel Christensen, Andrés Pérez y Carolina Yazmín López.

 

  1. Encadenamiento económico y pymes: Promover la integración de empresas y capacidades locales dentro de la emergente cadena de valor del hidrógeno verde, incluyendo la promoción del emprendimiento en el área y la identificación de oportunidades en las que proveedores locales serán claves. Identificar y articular actores para reducir barreras a la integración de proveedores chilenos en esta nueva industria.

Embajadores: Eduardo Bitrán y Diego Fleischman.

 

  1. Valor local y comunidades: Identificar y promover mejores prácticas de relacionamiento comunitario para el desarrollo de proyectos de inversión en hidrógeno verde. Movilizar actores privados y públicos para promover una integración armónica de esta nueva industria en los diversos territorios del país, incluyendo el posicionamiento del valor que podría generar en las localidades.

Embajadores: Nicola Borregaard y María Elena Arntz.

  1. Capital humano: Generar capacidades nacionales para la instalación, crecimiento y operación de la industria del hidrógeno verde en Chile. Articular actores claves del ecosistema, como universidades, CFTs, organismos certificadores y empresas.

Embajadores: Rosario Navarro y Erwin Plett.

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«Con 1500 puntos de riesgo país es bastante inviable financiar proyectos de energías renovables con un repago tan largo”

¿Cómo observa el panorama de las energías renovables en el mercado?

Sigue estando como lo estaba a principios de 2020, previo a la pandemia. Con la dificultad de una situación macroeconómica compleja y la manera de volver a los mercados para hacer financiación de proyectos de energías renovables que son re-pagables a 8 o 12 años cómo mínimo.

En una situación con 1500 puntos de riesgo país es bastante inviable poder financiar proyectos que tienen un repago tan largo, que significa más de dos o tres administraciones. 

¿Qué perspectivas de financiamiento puede haber en Argentina en energías renovables?

No se dieron todas las acciones y decisiones para restablecer el mercado. El primer paso que se está haciendo es la renegociación de toda la deuda de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA) y el establecimiento de un marco para todo el déficit que tenía. Eso es muy importante para el sistema eléctrico. 

En segundo lugar, no queda claro cómo se avanzará con aquellos proyectos del Programa RenovAr que quedaron sin capacidad de salir adelante por la dificultad de conseguir financiamiento. 

Es decir, si se darán de baja, se abrirá capacidad de despacho para nuevos proyectos, si se buscará ayudar a los que habían ganado o si habrá una nueva ronda de licitación. 

Gustavo Pérego – Director de ABECEB

¿Y en el Mercado a Término? 

Posee una perspectiva del precio de la energía eléctrica más barata o subsidiada, pese a que se debe cumplir con los marcos del impacto ambiental y llegar a los porcentajes de generación eléctrica a través de renovables.

La verdad es que ese mercado se vio paralizado. Habrá que ver si están los incentivos dados para que este mercado siga avanzando. 

¿Cambiaría en algo un acuerdo con el FMI?

Lo haría si Argentina vuelve a bajar el riesgo país a menos de 600 puntos. El FMI no es condición suficiente para llegar a eso. Creer que ahí está la piedra de salvación es un verso. 

Si la energía se encarece y Argentina debe importar gas para cumplir con parte del suministro en invierno, puede que surjan incentivos para que el gobierno busque un esquema de convergencia y habilite un poco más los proyectos de energías renovables. 

¿Actualmente bajo qué tasa se financian los proyectos?

Depende de cada caso. Sí hay que considerar que no hay nadie que vaya a ponerte en ningún proyecto donde no tenga la tasa implícita del riesgo país adentro, por lo cual la tasa de retorno tiene que ser muy alta. Además es un mercado donde también hay riesgo contractual. 

Esas dificultades se agregan al momento de pensar en un proyecto de inversión. Y si bien la pandemia complicó todo, no fue el factor para que las renovables se hayan parado el año pasado. 

¿Qué dificultades observa? 

La gran dificultad que está dada por no tener una estructura macroeconómica estable y no está garantizada la capacidad de compra de partes que adquirirá el Estado. 

En MATER hay efectivos cruzados, donde no siempre queda clara cuál es la ganancia que tiene la empresa gran consumidora al momento de entrar en un programa de estas características. 

¿Hay mejores perspectivas en comparación a Vaca Muerta?

El sector petrolero tiende a tener una respuesta más rápida frente al nuevo escenario por un factor importante dado que no necesita un respaldo estatal tan fuerte, en cambio las renovables sí. 

Vos necesitas de alguna manera trabajar en una convergencia porque el valor de la electricidad está subsidiada para tener a toda la cadena alineada.

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Morrone: “La generación distribuida tiene todo para ser protagonista en Argentina”

La falta de implementación del Fondo para la Generación Distribuida (FODIS), así como también la resolución respecto a los proyectos en stand by de las licitaciones públicas del Programa RenovAr sigue siendo temas pendientes en el sector de las energías limpias. 

A ello se le suma que, según especialistas, Argentina aún está lejos de poder cumplir con el objetivo planteado en el Artículo 5 de la Ley 27.191, el cual refiere a que el consumo total de energía a nivel nacional esté cubierto en, al menos, 20% con energías renovables.

Maximiliano Morrone, ex Director Nacional de Promoción de Energías Renovables y Eficiencia Energética de la Nación, brindó declaraciones para Energía Estratégica y opinó sobre el escenario actual: 

“En un contexto con tasas altas no es fácil, pero cuando se pueda implementar el FODIS va a contribuir para los segmentos no residenciales, que claramente necesitan impulsarse con mayor fuerza y ser más atractivas para financiamiento. Por eso entiendo que actualmente se esté buscando el momento adecuado para ejecutar”.  

Ante la incertidumbre sobre el posible riesgo de que no se aplique a futuro y se pierdan los fondos, el especialista no cree que suceda: «El FODIS tiene uso específico, por lo cual ese dinero se está reinvirtiendo y esperando el momento de ser usado». 

En lo que respecta a los proyectos detenidos por diferentes motivos, Morrone aporta la idea de buscar una salida que deje conforme a todas las partes con el fin de evitar el litigio judicial, dado que “a ninguna de las partes le conviene”.

A lo que hace referencia son aquellos proyectos que sí demostraron voluntad para construirse y se demoraron, por lo que debería poder evaluarse las alternativas para que puedan concretarse, como el caso de Chaco que busca financiamiento por parte del Banco provincial para la reactivación de una planta solar en Sáenz Peña. 

“A la larga, el objetivo es que haya energías limpias y se cumplan con lo establecido por la ley en las cuotas de las renovables”, comentó. 

“La expectativa en cuanto a nuevos proyectos está en la posibilidad de que se resuelvan contratos que no han comenzado y eso libere capacidad de transporte. Ojalá permita que el Mercado a Término pueda utilizar esa potencia disponible”, agregó. 

Dentro del mercado también existen las empresas denominadas «especuladoras», que se presentan a una licitación y posteriormente venden el proyecto. “Es parte natural del mercado de la energía, incluso de todos los mercados a nivel mundial. Son empresas que toman ese riesgo. No nos olvidemos que desarrollar un proyecto y presentarse a licitación es afrontar la etapa de mayor desafío”, declaró el ex funcionario. 

“Además creo que también son necesarias, en el buen sentido de la especulación”.

De todos modos, ve un avance tanto en emprendimientos de alta potencia como en generación distribuida. En el primero de los casos, Morrone deduce que “con la finalización de proyectos en construcción, se alcanzará un total de 5 GW de potencia o un poco más” (actualmente hay 4,1 GW).

Sin embargo remarcó que “hasta que no haya una evolución de capacidad de transporte, va a ser difícil que nuevas cuotas de renovables entren en operación”.  

Por el lado de la GD, durante 2020 creció en más del 75%, alcanzando poco más de 2,8 MW de potencia instalada según información oficial del Ministerio de Economía y la Secretaría de Energía.

Pero por fuera de equipos declarados, el ex Director Nacional de Promoción de Energías Renovables y Eficiencia Energética de la Nación apuntó que sin incentivos y en un contexto difícil, podemos pensar que hay 100 MW de distribuida instalados”. 

También destacó que la generación distribuida «tiene todo para ser protagonista en Argentina, considerando el recurso y las grandes extensiones que hay de línea de transmisión.

«Representa una oportunidad desde el punto de vista eléctrico, como una industria que da mucha mano de obra. En un contexto mejor la GD puede arrancar y no parar, es un mercado desarrollándose por sí solo”, amplió.

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Plantean incrementar el límite de inyección de las renovables en troncales de República Dominicana

¿Instalaciones de qué escala considera que pueden crecer principalmente este año en República Dominicana? 

Van a crecer las residenciales, las industriales y comerciales.

¿Porqué?

Las residenciales crecerán producto de que se ha aumentado el consumo de electricidad en las viviendas en virtud de que la pandemia ha obligado a estar más horas en casa y por ende se produce un mayor consumo, logrando con esto ser la energía solar de autoconsumo una real solución de ahorro desde el primer día.

Las industriales y comerciales al vender menos, buscaran medidas de ahorro inmediato para poder eficientizar sus operaciones y volverse mas competitivos, recurriendo a la energía solar como una de sus medidas prioritarias.

¿Qué mejoras en las redes de distribución dominicanas recomienda?

La modernización de las mismas. Hay muchas redes también que poseen equipos de transformación de hace 20 años.

¿Qué barreras regulatorias encuentra para crecer en el segmento de generación distribuida?

Las barreras son el 15% de máxima inyección de renovables en una troncal.

Reglamentación que ya ha perdido todo su sentido, luego del estudio mostrado por la GIZ alemana, donde demuestra que se puede inyectar en muchos sitios entre el 50% (mínimo) hasta por encima del 119% (máximo).

La poca promoción de las Instituciones Gubernamentales de los beneficios del auto consumo.

La lentitud de las Distribuidoras en las aprobaciones de los proyectos y en la instalación de los contadores bidireccionales.

¿Cuáles adecuaciones considera que serían oportunas realizar?

Adecuar el Reglamento de Medición Neta a los resultados de ese estudio realizado por la GIZ.

Hacer promoción por los medios de comunicación de los beneficios de la energía solar de auto consumo. Organizar el Dep. de Medición Neta y suplirle de mayor cantidad de personal para poder acelerar la ejecución de los procesos.

El estudio sobre el Nivel de Penetración Fotovoltaica Permisible en las Redes de Distribución Dominicanas sugiere que el límite actual del 15% se podría aumentar al 50% para los alimentadores urbanos y al 25% para los alimentadores rurales, ¿cree que adoptar esta medida sería efectiva?

Como he comentado antes, luego de los estudios realizados por la GIZ en coordinación con el MEM, la CNE y las Distribuidoras, se puede decir que arrojan un futuro desarrollo exponencial de la energía solar de auto consumo.

¿Percibe señales del Gobierno de que eso pueda ocurrir en el corto plazo?

No solo percibo que este Gobierno entrante y todos los funcionarios del sector eléctrico son conscientes de la necesidad de aprovechar el gran recurso solar que posee República Dominicana y de las bondades tanto a nivel empresarial como residencial que provee la energía solar de auto consumo, sino que los he escuchado en persona a cada uno de ellos confirmándolo, y no tengo la mas mínima duda del apoyo que vendrá al sector los próximos años.

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Las baterías de GoodWe llegaron a Latinoamérica para almacenar más energía de techos solares

El almacenamiento de energía es una tendencia que está tomando fuerza en Latinoamérica y Goodwe estará presente para suplir esa demanda con sus nuevas baterías de fosfato de hierro y litio. 

“Apostamos en esta dirección porque contar con la batería hoy es un valor agregado al ofrecer los inversores para almacenamiento de energía que ya son un éxito globalmente”, indicó Jorge Visoso, gerente de ventas para Latinoamérica de GoodWe

Es preciso recordar que además de ser un fabricante líder de inversores para uso residencial, techos comerciales y plantas solares, GoodWe lleva siendo proveedor de baterías para almacenamiento de energía solar desde hace más de 3 años. 

En esta oportunidad, presenta en la región sus baterías serie Lynx, con modelos en baja y alta tensión que serán vendidos junto a sus inversores con los cuales tiene comprobada compatibilidad. 

“No vamos a vender sólo las baterías. Por lo pronto no garantizamos su funcionamiento con otros inversores”, advirtió Visoso.   

En exclusiva para este medio, el empresario adelantó que “en el futuro, se presentará una oferta unificada de todos los productos GoodWe para que sirva de solución integral para los clientes”. Y agregó: “también mantendremos una flexibilidad para que aquellos que solo quieran comprar nuestros inversores puedan continuar haciéndolo”. 

Entre los modelos que se posicionarán en la región, Lynx Home Series es una de las más destacadas. Desde la compañía resaltaron los siguientes puntos fuertes de este producto:

Diseño modular expandible: O&M fácil y rápido + Opciones flexibles para los clientes

Lynx Home Sky y Lynx Home Box vienen con un diseño modular expandible, que permite una operación y mantenimiento fácil y rápida, así como una instalación flexible. Gracias al diseño modular ampliable, la cantidad de módulos conectados en serie son opcionales. Lynx Home Sky puede conectar hasta 8 módulos con una capacidad máxima de 20,48 kWh, mientras que Lynx Home Box puede conectar en paralelo hasta 6 módulos para una capacidad total de 32,4 kWh.

Li-Ion (LiFePO4): tecnología de celda de batería más segura

Lynx Home Sky y Lynx Home Box son baterías de fosfato de hierro y litio, la tecnología de celda de batería más segura, no solo brindan a los clientes seguridad y confiabilidad, sino que también se caracterizan por una alta tasa de carga, un excelente rendimiento y una larga vida útil.

Alto grado de protección – Instalación flexible

Lynx Home Sky tiene un grado de protección de hasta Tipo 4X, lo que permite montarlo en la pared o en el suelo, en interiores o exteriores.

Sistema de gestión de la batería (BMS): fácil supervisión local

Lynx Home Sky está equipado con una pantalla que muestra el estado de la batería y los registros de errores, etc., lo que facilita el monitoreo local.

Para mayor información visite: https://es.goodwe.com/noticias/198-presentacion-baterias-goodwe-lynx.asp

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Primera subasta 2021 en España adjudica 3034 MW

2021 comenzó con una subasta para España que consiguió propuestas por 84 agentes por un total de 9.700 MW, lo que representa el triple de la potencia que se puso en juego.

El Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico destacó el grado de interés
 . “Los positivos resultados de esta primera subasta evidencian todo el potencial que tienen las renovables en nuestro país. Al ser la fuente de generación más barata, incorporar al sistema fuentes limpias se traduce, de forma rápida, en ahorros para hogares, empresas e industrias, en generación de actividad y puestos de trabajo en segmentos en los que España es puntera, y en una menor dependencia energética del exterior”, ha señalado la vicepresidenta y ministra del Miteco, Teresa Ribera.

Los adjudicatarios disponen un plazo de dos meses para solicitar la inscripción en el registro electrónico del REER en estado de preasignación.

Tras este paso, las empresas disponen seis meses para identificar las instalaciones y un año para acreditar que disponen de la autorización administrativa de construcción de dichas instalaciones.

Además se debe presentar un plan de cadena de valor.

En cuánto a los parques fotovoltaicos el plazo de entrada en operación comercial está previsto para el 28 de febrero del 2023 y los eólicos antes del 29 de febrero de 2024.

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Opinión: El acuerdo incompleto de París, faltas tú

Cómo es costumbre, mis artículos no se involucran en política y esta vez no va a ser una excepción, así que no se dejen confundir por el título que este aprendiz de articulista ha elegido.

Sin duda, el famoso Acuerdo firmado en Paris en Diciembre del Año 2015 ha recobrado impulso en las portadas de los principales medios de comunicación del mundo tras la toma de posesión del nuevo Presidente de Estados Unidos, Joe Biden, quien ha comprometido a su país en este acuerdo global.

Como dije, política a parte, el gesto no es menor ya que estamos hablando de la primera potencia del mundo y uno de los países donde la industria petrolera tiene mayor apoyo a nivel global.

A modo de resumen y para no entrar en tecnicismos, el acuerdo de Paris que fue firmado el 12 de Diciembre del año 2015 tiene como objetivo evitar que el incremento de la temperatura media global del planeta supere los 2°C respecto a los niveles preindustriales y busca, además, promover esfuerzos adicionales que hagan posible que el calentamiento global no supere los 1,5°C.

Sin duda, estamos hablando de grandes avances tan grandes como los retos para su cumplimento, pero más allá de voluntades y declaraciones de los principales Gobiernos del mundo, el verdadero Acuerdo de París empieza por todos y cada uno de nosotros, por eso en mi opinión el Acuerdo de París está incompleto y lo estará hasta que nos comprometamos de forma clara y decidida a cambiar el rumbo de nuestro planeta. Como dijo John F. Kennedy “No te preguntes qué puede hacer tu país por ti, pregúntate qué puedes hacer tú por tu país”, y creo que ahora ha llegado un momento clave para poner en práctica tal filosofía.

La tarea no es fácil, sin duda, cambiar nuestros hábitos y salir de nuestro “círculo de confort” no va a ser tarea fácil, pero cada vez somos más los que estamos dispuestos a dar la batalla por este cambio que no tiene margen de espera.

La “tregua” temporal que nos dio la pandemia en términos de reducción parcial de emisiones ha sido sólo un espejismo, y es que en cuanto hemos podido, hemos vuelto a nuestro ritmo habitual de impacto en el planeta, o por lo menos algunos.

Es cierto, y no se puede negar esa realidad, que entre otros cambios la pandemia ha acelerado la transición hacia las energías renovables y la movilidad sostenible, algo que me hace inmensamente feliz. Pero no es suficiente, necesitamos ir mucho más allá especialmente a nivel individual así como en armonización de estándares a nivel global.

Desde el punto de vista individual, permítanme ser crítico y afirmar que a base de “#hastag” y publicaciones en redes sociales, no vamos a cambiar la realidad de nuestro planeta. Durante unas semanas millones de personas inundaron las redes sociales pidiendo por la Amazonia, unos meses después muchos de ellos estaban cortando su pino navideño como si la preocupación por los árboles tuviera diferentes categorías en función de la estación en la que nos encontremos. Del mismo modo, poco nos acordamos del planeta cuando compramos elementos producidos a miles de kilómetros de distancia (incluidos los millones de mascarillas que todos usamos en estos días), bajo estándares ambientales en muchos casos cuestionables y cuya logística genera grandes emisiones. En definitiva, todos y cada uno de nosotros tenemos una pequeña responsabilidad en este cambio y sin nuestra involucración activa, los grandes acuerdos se quedarán en papel, bonito y estampado pero papel al fin.

Por eso, desde estas líneas, te invito a reflexionar sobre tu aporte individual para dejar un mundo mejor a las futuras generaciones. Y es que, uno solo no es suficiente, pero muchos “unos” son la clave del éxito.

Si el COVID-19 ha puesto en jaque nuestro modelo de vida, el Cambio Climático y el agotamiento de nuestros recursos naturales son la mayor amenaza que tenemos como sociedad.

Probablemente te preguntarás: ¿Qué puedo hacer yo por mi planeta?, pues sinceramente creo que mucho más de lo que te imaginas:

  • Recicla, Reduce y Reutiliza:Esto que parece tan evidente para contribuir a disminuir nuestra huella en el planeta, no lo es. La comodidad, el modelo de consumo masivo y la falta de concienciación hacen que todavía quede un gran camino por recorrer en este campo. En mi caso particular reciclo a nivel individual y todavía no puedo dejar de sorprenderme por el gran volumen de residuos que generamos de forma individual. Suma la basura que generas en promedio al día, ahora multiplica por los millones de habitantes que totalizan el país e intenta imaginar la inmensidad del volumen de desechos a nivel mundial. Sin duda, el verdadero cambio está en nuestras manos, nunca mejor dicho.
  • Desplázate de forma sostenible: ¿Cuántos de tus desplazamientos de corto alcance podrían ser realizados a pie o en bicicleta? ¿Cuántos otros podrían realizarse en transporte público? ¿Cuántos otros tantos podrían evitarse con un poco de planificación & coordinación? ¿Cuántas veces realizas decenas de pedidos online de forma individual y no agregada gracias a tu cuenta premium que incluye costes de envío? …. Puede ser que mis preguntas te parezcan irrelevantes, pero una vez más grano a grano se hace granero, y si todos nos unimos, el resultado será exitoso.

A modo de ayuda te comento que en un país como España el transporte representa el 27% de las emisiones de gases efecto invernadero y el 40% del consumo de energía, así que el impacto de tus acciones no será menor.

 Consume electricidad de forma eficiente y responsable: Otra afirmación que te sonará evidente. Producir energía con fuentes limpias es clave para contribuir al objetivo de reducción de emisiones a nivel global. Y aunque quienes trabajamos en este sector tan relevante para la economía y el desarrollo mundial tenemos una responsabilidad histórica con la transformación del mismo, no es menos cierto que los consumidores y sus hábitos son claves en esta apuesta por un planeta más sostenible. El más pequeño gesto en términos de eficiencia energética realizado por millones de consumidores de forma simultánea tendrá impactos elevados.

  • Opina y difunde el mensaje: Ayúdame compartiendo este artículo en tus redes sociales y con tus contactos, me sacarás una sonrisa y quizás con suerte conseguimos sumar a un nuevo aliado a esta causa global. Pero más importante aún, opina y contribuye a concienciar al resto de la población, como dije previamente “uno solo no es suficiente, pero muchos “unos” son la clave del éxito”. Si los ciudadanos exigen políticas más activas para la protección del planeta, los políticos acelerarán las tomas de decisiones, si los consumidores exigen productos más responsables con el medio ambiente, las empresas incrementarán sus estándares,…etc .

En definitiva, tal y como comentaba al inicio de este artículo, el Acuerdo de París está incompleto y lo estará hasta que todos y cada uno de nosotros nos comprometamos a tomar medidas concisas y determinadas para dejar un planeta mejor a las siguientes generaciones. Las previsiones indican que si seguimos bajo la senda actual no lograremos los objetivos planteados en París, sino que estaremos aún peor, por ello la senda de anuncios de algunas de las principales economías del mundo buscando llegar al compromiso de cero emisiones netas es una senda alentadora, ahora queda comprobar si los anuncios se convertirán en resultados concretos.

La historia nos juzgará por nuestras acciones en este momento histórico, recuerda que la clave eres tú.

Gracias como siempre por su tiempo

 

 

 

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Cómo impacta la ratificación del acuerdo ambiental de Escazú por parte de México

El viernes pasado México y Argentina ratificaron el Acuerdo Regional sobre el Acceso a la Información, la Participación Pública y el Acceso a la Justicia en Asuntos Ambientales en América Latina y el Caribe, conocido popularmente como Acuerdo de Escazú.

De dicha manera ya son doce los países que reafirmaron el tratado internacional sobre 24 de 33 naciones de América Latina que lo firmaron.

El acuerdo entrará en vigencia a partir del 22 de abril del corriente año y tiene como objetivo de garantizar la implementación en la región de los derechos de acceso a la información ambiental, además de la participación pública en procesos de decisiones ambientales y acceso a la justicia en dichos asuntos.

Andrés Flores, Director de Cambio Climático y Energía del World Resources Institute de México, aportó información y su opinión para Energía Estratégica:

“La región es la primera en el mundo que establece un acuerdo de esta índole. La firma misma es una manifestación pública de los gobiernos de aceptación respecto al derecho a la información y justicia ambiental. Es un paso político importante”.

“Es beneficioso para transparentar la información pública frente a temas ambientales, así como para asegurar la participación de actores de sociedad civil y actores comunitarios en las decisiones en materia de medio ambiente y también para garantizar la justicia ambiental”, afirmó.

En el caso de México, son varios los especialistas que han concordado que existe un retroceso o decrecimiento en materia de renovables y de acceso a la información por diversas medidas de la administración actual,

Un ejemplo es el cuestionamiento al Instituto Nacional de Transparencia, Acceso a la Información y Protección de Datos Personales (INAI)

Sin embargo, para tomar la decisión de ratificar el acuerdo, la Secretaría de Relaciones Exteriores de México debió consultar con 17 diferentes Ministerios que tenían cierta congruencia en algún punto, además con el Congreso y actores de los gobiernos de los Estados federativos, según informó Flores.

Por lo que se espera que en adelante haya más demanda por claridad e información, por “saber en qué sustenta las decisiones que anuncia el gobierno, que, a veces desde lo ambiental, parecen irracionales”.

“A partir de ahora habrá que implementarlo, volverlo un plan de acción”. ¿Cómo? “A través de leyes e instituciones donde se vigile el acatamiento de lo pactado. Y ello mismo implica establecer las sanciones que aplicarán a los países que caigan en el incumplimiento”.

“Espero que esto abra la puerta para que los procesos de negociación internacional, por ejemplo la Convención de Cambio Climático, tengan espacio para la sociedad civil y otros actores diferentes a los gobiernos. Que haya un rol más claro y contundente”, apuntó.

El acuerdo es independiente a las decisiones políticas del momento. Aquí se habla de garantizar libertad y justicia ambiental.

Otro de los puntos que no se debe dejar de lado es que la energía está ligada a clima. Y a raíz de ello “debe haber una estrategia hacia energía limpia, electrificación del transporte, evitar la desforestación, agricultura más sostenible y atacar las fuentes de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI)”.

Justamente en este sentido México también se encuentra en diferentes tratados, caso Acuerdo de París, que establece medidas para la reducción de las emisiones de GEI.

El objetivo es evitar lo ocurrido en 2020, donde la temperatura mundial subió 0,4 grados centígrados y equiparó el récord de 2016 como el año más cálido.

Es decir,  lo que se desea es mantener el aumento de la temperatura global promedio por debajo de los 2 °C por encima de los niveles pre-industriales, y perseguir esfuerzos para limitar el aumento a 1.5 °C, reconociendo que esto reduciría significativamente los riesgos y efectos del cambio climático.

Hechos que se darán mediante la ratificación y cumplimientos de acuerdos como el de París o Escazú, pese a que este último sea independiente a las decisiones políticas del momento, sumado a la acción por parte de los gobiernos para favorecer el crecimiento de las energías limpias y mejora del medio ambiente.

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Almonte anunció licitación para dos plantas eléctricas de 700MW en República Dominicana

Manifestó que el Estado no gastará un solo centavo en las construcciones de plantas, que lo único que hará es comprar la energía que produzcan esas generadoras para distribuirla a través de las EDES.

“Ya eso de por sí garantiza que para construir esas plantas eléctricas ya el Estado dominicano no se va a endeudar ni va a utilizar un solo centavo de su presupuesto”, dijo.

Al ser entrevistado en el programa Despierta con CDN, Almonte dijo que para esos fines se realizará con un comité de licitación con mucho crédito, además de una veeduría externa que garantice transparencia e idoneidad en el proceso.

“Nosotros también estamos muy conscientes del trauma que produjo el proceso de Punta Catalina en la conciencia nacional y en la institucionalidad del país y no quisiéramos vernos ni de cerca en ese tipo de situaciones”, afirmó.

El ingeniero Almonte adelantó que los próximos días se anunciará a nivel público una licitación para la instalación de plantas eléctricas que generen alrededor de setecientos kilovatios en la región norte del país.

Dijo que eso tendrá como consecuencia que en aproximadamente tres años el sector eléctrico pueda contar con 700 megavatios más de energía adicionales, teniendo así el Gobierno oferta suficiente para abastecer la necesidad eléctrica del país, pudiendo así venderle bajo determinadas condiciones alguna cantidad de energía a Haití.

Puso como ejemplo que Punta Catalina II, que genera más de 300 kilovatios, tiene aproximadamente 20 días fuera de servicio en proceso de reparación de su caldera y la gente no lo ha sentido porque ya el sistema está abasteciendo energía suficiente para el sector eléctrico.

“Nosotros hemos hecho tres reuniones con todos los empresarios del sector de la generación, discutiendo punto por punto, uno por uno, las necesidades y las situaciones del sector generador, por lo que de esa manera el sector de generación ha visto la disposición y disponibilidad del Gobierno de resolver los problemitas que a veces surgen de los combustibles, de unos permisos que hay que dar a tiempo, entre otros puntos.

Afirmó que eso ha dado como resultado una mayor disposición de los generadores de tener siempre plantas listas para ofrecer energía.

Consideró que todavía el parque de generación tiene plantas que, en términos tecnológicos, de edad y de costos son ineficientes, por lo que hay que seguir profundizando hasta que el país pueda tener un parque de generación adecuado para las demandas y necesidades del sector.

 Expansión de Presa de cola  

El ingeniero Almonte aclaró que el Gobierno dominicano no ha autorizado todavía la construcción de ninguna presa de cola para la Barrick Gold debido a que ni siquiera la empresa minera ha hecho planteamiento de estudio de impacto ambiental.

“Nosotros solo podemos dar autorización y permiso cuando hay un estudio de impacto ambiental que nos permite valorar si corresponde o no corresponde en la localización que diga la minera”, dijo.

Expresó que el lugar donde se sugiere o se plantea la construcción de la presa de cola va a depender de las evaluaciones que se hagan y del estudio del impacto ambiental que se presente.

Manifestó que el Gobierno que preside Luis Abinader dará permisos para la continuación de la explotación de oro siempre y cuando se garantice el respeto al medio ambiente y a la población.

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Consenso para nuevo proyecto de ley que reconoce seguridad y confiabilidad a la eólica y solar en Perú

De aprobarse, la ley reconocería que la energía eólica y solar tienen alta seguridad y confiabilidad, eliminando así una barrera legal que impide vender este tipo de energía en el mercado eléctrico, permitiendo que las energías renovables compitan en las subastas del mercado regulado.
Cabe destacar que también apoyan esta iniciativa legisladores de Alianza para el Progreso, Acción Popular, Nueva Constitución y el Frente Amplio.
El texto refiere que el gobierno peruano, a través del Ministerio de Energía y Minas, deberá establecer metas de uso de energías renovables no convencionales en porcentajes no menores a 20% al 2030, ni menor a 50% para el 2040. Actualmente, solo el 5% de la matriz energética peruana corresponde a energías renovables no convencionales.
La iniciativa promueve la geotermia en las regiones de mayor potencial como Arequipa, Moquegua y Tacna, que cuenta con una demanda proyectada de energía no satisfecha, ante la detención de las obras del gasoducto del sur del Perú.
“El Perú tiene una enorme capacidad de generación eléctrica geotermia, eólica y solar que no es aprovechada actualmente y cuya explotación permitiría migrar a un modelo energético sostenible. Las pandemias y el cambio climático afectan el suministro de combustibles fósiles y es más prudente tener la mayor cantidad posible de energías renovables en el Perú”, indica la iniciativa.
Asimismo, considera que la seguridad energética ayudará a que el Perú rompa su dependencia de la volatilidad de los precios internacionales del petróleo y pueda promover la electromovilidad basada en una matriz energética más limpia.
“La diversificación de la matriz energética peruana con energías limpias no solo mejoraría la calidad del aire que respiramos, también generaría muchos puestos de trabajo a nivel nacional. Además, incorporar las energías renovables en las subastas del mercado eléctrico puede reducir las tarifas de luz en los hogares”, añadió De Belaunde.
En ese sentido, explicó que el cambio climático es el reto de nuestra era, por lo que, “si queremos alcanzar las metas que nos hemos propuesto en reducción de gases que afectan al clima, necesitamos políticas ambiciosas desde hoy”.
En diciembre pasado, el gobierno peruano actualizó sus metas dentro del marco del Acuerdo de París contra el cambio climático, habiéndose comprometido a reducir en 40% las emisiones de carbono para el año 2030 y totalmente para el año 2050.
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Río Negro estudia potencial para proyectos de energías renovables de media y baja escala

Desde hace años que Río Negro trabaja en el marco de la eficiencia energética, ya sea en la formación, la aplicación y desarrollo de energías sustentables para el uso eficiente de los recursos y bajar los consumos. 

María del Carmen Rubio, Directora de Evaluación de Proyectos y Regulación de la Secretaría de Energía Eléctrica de la provincia, comentó que durante 2020 se gestionó para que ochenta profesionales (Ingenieros Civiles y Arquitectos) recibieran la capacitación que brinda Nación en Etiquetado de Viviendas. 

Por otro lado, la Mesa de Eficiencia Energética de la provincia elaboró y elevó un proyecto de ley en Etiquetado de Vivienda al Ejecutivo Provincial. 

Además, se ha estado trabajando en la implementación del Programa Nacional de Uso Racional y Eficiente de la Energía (PRONUREE) en los edificios públicos de la provincia. 

“Se capacitaron a gestores en eficiencia energética y se avanza con los diagnósticos. En los edificios propios de la Secretaría se implementaron mediciones con equipos registradores para realizar los diagnósticos”. 

“El Instituto Nacional de Tecnología Industrial trabajó en el proyecto y se les dio una capacitación completa a los usuarios de los edificios, con lo cual se logró reducir los consumos entre un 10 y 15% sin inversión, sólo con cambios de hábitos y costumbres”, expresó Rubio. 

A estas metodología de trabajo se agregan la realización de un estudio de un mapa de recursos renovables de media y baja escala en la provincia, y un análisis de la caracterización del uso energético de los residuos de biomasa en la región de Alto Valle, lugar que tiene una actividad frutihortícola que produce gran cantidad de residuos de biomasa. 

“El objetivo es obtener información relevante para atraer inversiones que permitan diversificar la matriz energética de la provincia, dar una solución sustentable a la disposición final de los residuos y aumentar la oferta del mercado laboral”, explicó la Directora de Evaluación de Proyectos y Regulación. 

Por otro lado, “Río Negro decidió apostar a pequeñas generaciones locales, de poca potencia, dada la situación del Programa RenovAr, las limitaciones en el desarrollo de nuevos proyectos, el contexto macroeconómico con dificultad para acceder al financiamiento adecuado y las restricciones en la capacidad de transporte eléctrico a nuestro sistema”, señaló. 

Esto quiere decir, recursos renovables entre 2 y 10 MW con una perspectiva regional y posibilidades de generación aislada. 

Esa perspectiva regional también se ve reflejada en el proyecto de sustituir recursos no renovables por 100% renovables en dieciséis asentamientos rurales (el más grande de 200 familias) que están ubicados en zonas desérticas de la provincia, totalmente aislados del sistema interconectado y abastecidos por sistemas de gas y diésel. 

“Se instalan sistemas híbridos compuestos por paneles fotovoltaicos y molinos eólicos y se logra abastecer de energía a los pobladores 24 horas por día, mejorar la calidad de vida y el abastecimiento y recursos renovables locales”, detalló. 

Actualmente hay tres en completo funcionamiento y dos de ellos se inauguraron a finales del año pasado en Laguna Blanca y Pilquiniyeu del Limay, con una inversión de $15.000.000 entre ambos. 

“Han sido con inversiones propias, del Fondo Especial de Desarrollo Eléctrico del Interior (FEDEI), y se gestionó fondos a través del Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER) con Nación para las ampliaciones de estos sistemas”. 

En este último caso, para este año, hay dos parajes más con los proyectos de Ingeniería aprobados y se están gestionando ante el PERMER. 

Generación distribuida

Actualmente, según mencionó María del Carmen Rubio, Río Negro posee treinta y nueve usuarios-generadores con 172 kW de potencia instalada, es decir, dieciséis más que a mitad de 2020. 

Además hay doce proyectos para este año, de los cuales uno es grande: se trata de un usuario que ingresará en Media Tensión con una potencia de 74 kW. 

“Iniciamos la adhesión de los distintos municipios de la provincia a esta ley de generación distribuida para que cada uno defina algún incentivo para aquellos clientes que se conviertan en usuarios-generadores” 

“También trabajamos a la par con Obras Públicas para implementar la Eficiencia Energética y la generación distribuida en los nuevos edificios”, informó.

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La Comisión Federal de Electricidad no instalará proyectos renovables hasta 2027

La información de no instalar emprendimientos de energías renovables llega semanas después que la Comisión Federal de Electricidad culpe a las energías sustentables por el apagón del 28 de diciembre. 

Hecho que posteriormente derivó en la decisión del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) de quitar de must-run a plantas renovables como medida preventiva por la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional. 

Paul Sánchez, analista del sector energético mexicano, analizó la disposición y opinó que “refleja la lealtad de la administración actual, que no tiene planes pensados para impulsar las renovables”. 

“Ya lo hemos visto en documentos anteriores. Uno de ellos mencionaba que CFE iba a construir seis plantas de ciclo combinado y nada más. No hay otros planes, estrategias ni esquemas que motiven el fomento de las renovables”, señaló.

Tabla con proyectos futuros a instalar por parte de la Comisión Federal de Electricidad

El documento también menciona el compromiso por cumplir las obligaciones adquiridas en distintos acuerdos, así como los objetivos establecidos en la Ley General de Cambio Climático y la Ley de Transición Energética, que establecen que México llegará hasta un 35% de esta generación para 2024. 

Sin embargo, el especialista del sector, aclaró que “en realidad el acuerdo dice que debemos llegar a energía limpia, el problema es que no tenemos la definición de qué es energía limpia”. 

“Si nos vamos a energía renovable y nuclear, actualmente estamos produciendo entre el 21 y 22% anual. Eso significa que falta un 13% adicional de dichas energías que deberíamos estar creciendo y fomentando”. 

“Pero si no existe un plan de crecimiento y para 2027 no va a haber más capacidad de generación, no hay manera que se cumpla aquel compromiso”, argumentó. 

Ante la pregunta si puede haber otro motivo por el cual ello no ocurra, Sánchez apuntó a que CFE espera mantener su control de mercado, es decir, su poder de monopolio. 

“Una manera de ello es no querer que la energía de sus plantas sea reemplazada, porque es más cara, aunque más contaminante. Creo que hay una solicitud de CFE de decir “no quiero que mi energía siga siendo desplazada y no despachada por promover las renovables”. 

Por otro lado, en cuanto a proyectos correspondientes al mercado privado tampoco ve positivo el panorama actual: “Es probable que por un tiempo no veamos proyectos de gran envergadura porque no hay condiciones para que se consuman en el mercado eléctrico mayorista, ni tampoco hay condiciones para que se generen nuevas subastas”. 

“Quizás lo único que se verá será son intentos de abasto aislado, paneles de plantas solares o de gas natural al interior de parques industriales o grandes plantas de consumo”, añadió. 

De todos modos cree que este año “habrá un pequeño crecimiento en el sector, ya que falta el 50% de proyectos de la tercera subasta a largo plazo y algunos de la primera y segunda etapa. 

Aunque no dejó de lado el hecho que “se desacelerará la curva de crecimiento, se aplanará en la instalación de generación distribuida y de energía solar y eólica, que crecieron mucho entre 2018 y 2020”.

Fuente: https://www.cfe.mx/finanzas/Documents/Plan%20de%20Negocios%20CFE%202021.pdf

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Yingli mueve sus fichas para abastecer proyectos fotovoltaicos en Colombia y la región

Estos proyectos representarán inversiones por más de 6.800 millones de dólares y generarán hasta 32.000 empleos.

En el 2020 la multinacional china suministró los paneles solares de diversos proyectos a través de sus partners de negocios locales, que han podido poner en marcha proyectos como el del Liceo de Cervantes Barranquilla, que  cuenta con 420 paneles solares Yingli, permitiendo que la entidad educativa actualmente ahorre autónomamente un 40% de la energía que consume.

De igual manera  también en el proyecto de la empresa Agropecuaria La Riviera Gaitán, donde proveyeron 270 paneles Yingli, cada uno 370 W, permitiendo un ahorro del 10% de su factura de energía y la planta solar de Manufacturas y Procesos Industriales (MPI) en Barrancabermeja,  donde se suministraron 110 paneles solares Yingli, que produce anualmente 58,2 MW/h y que evitan 21.355 toneladas de emisiones de CO2.

“Trabajamos para una industria que aparte de aportar para esa fuerte lucha en contra del cambio climático, genera inclusión, empleo y productividad. Una industria que ha salido beneficiada con proyectos que se inauguraron y que marcaron hitos importantes”, afirma Marisol Neira Ardila, Regional Sales Manager Latin America & Caribbean, Yingli Solar.

Un ejemplo del trabajo que Yingli viene haciendo en el mundo es la nueva estación y la más grande del ferrocarril interurbano de Pekín-Xiong. La cual tiene un área total de construcción de 475.200 metros cuadrados, equivalente a 66 campos de fútbol, y se convertirá en la mayor estación de ferrocarril de alta velocidad de Asia una vez terminada.

Este mega proyecto es uno de los más grandes de energías renovables no convencionales, con un total de 42.000 metros cuadrados de materiales de construcción fotovoltaicos, una capacidad total instalada de 6 MW, una media anual de generación de energía de 5,8 millones de kilovatios hora, autogenerados, excedentes de energía a la Internet, para que las instalaciones públicas de la estación ferroviaria de alta velocidad de Xiongan traigan energía limpia.

«Este es un ejemplo de lo que estamos haciendo en el mundo, esta vez, Yingli Energy Technology proporciona todos los productos de materiales de construcción fotovoltaicos para la estación de ferrocarril de alta velocidad de Xiongan, demostrando la fuerza profesional de la empresa y la calidad sobresaliente de los productos, pero también para añadir nuevos ejemplos de la aplicación de la energía fotovoltaica en los principales proyectos de referencia del país», asegura Neira Ardila.

Por esta razón Yingli Solar seguirá con su proyecto de inversión en Colombia, siguiendo los ejemplos que viene desarrollando en diferentes países.

Es así que  hoy cuenta con su base de negocios en Barranquilla, desde ese punto quiere seguir aportando su granito de arena y ayudando al país para llegar a su meta de crecimiento del sector fijado por el gobierno de más de 2.800 megavatios de capacidad instalada para el año 2022.

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IRENA y Viceministerio de Energía coordinan jornada sobre renovables para promover inversiones en Paraguay

Este taller de consulta de expertos está organizado conjuntamente por el Viceministerio de Minas y Energía de Paraguay e IRENA para los días 2 y 3 de febrero de 2021.

Los resultados de las discusiones proporcionarán insumos sustanciales para la preparación del informe RRA.

REGISTRO SIN COSTO

Objetivos clave de la reunión

  • Validar las conclusiones del documento temático con respecto al estado del desarrollo de las energías renovables y la transición energética en Paraguay y los principales retos que impiden un despliegue acelerado de las energías renovables variables en el país;
  • Recoger la información preliminar de las partes interesadas nacionales sobre las posibles acciones prioritarias para abordar los desafíos;
  • Garantizar el compromiso continuo de las partes interesadas nacionales clave en la implementación del proceso de RRA;
  • Comprometerse con el gobierno, los socios de desarrollo, las IFI, el sector privado, la sociedad civil y otros actores relevantes para coordinar los esfuerzos en la futura implementación del proceso RRA.

La Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), como facilitador del proceso, ha iniciado el desarrollo de la Evaluación del Estado de Preparación de las Energías Renovables (RRA) en Paraguay, como respuesta a la solicitud formal realizada por el Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones de Paraguay.

El RRA es una herramienta integral para evaluar la idoneidad de las condiciones de un país para el desarrollo y despliegue de energía renovable, junto con las acciones necesarias para mejorar esas condiciones.

Como parte del proceso del RRA, IRENA y el Viceministerio de Minas y Energía de Paraguay, como punto focal y líder en el proceso, están co-organizando el Taller de Consulta de Expertos, para reunir a todos los actores relevantes del sector energético. Las reuniones y discusiones ayudarán a informar la dirección y avance del proceso del RRA en Paraguay, contribuyendo a la identificación de desafíos y recomendaciones potenciales para la promoción de las energías renovables en el país.

El Taller de Consulta a Expertos se llevará a cabo a través de diferentes sesiones a lo largo dos días, con una configuración híbrida (presencial el primer día y virtual el segundo), siguiendo las recomendaciones sanitarias en el país.

La primera sesión plenaria, que será en persona, proporcionará una introducción del proceso del RRA a las partes interesadas clave en el manejo de la energía en Paraguay, y abarcará las primeras discusiones sobre temas relevantes identificados en el proceso de consulta.

La segunda sesión continuará la discusión sobre los temas identificados asegurando una alta calidad de las discusiones y la recopilación efectiva de los aportes de los expertos.

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“Las bioenergías deben tener un proceso licitatorio específico para diferenciarse de eólica y solar”

La situación de las bioenergías y su diferencia con la energía solar y eólica dentro de las leyes y programas en Argentina es una cuestión de discusión. 

Tiempo atrás especialistas comentaron que se cometió el error de contemplar a las bioenergías dentro de una serie de energías que apuntan a la generación eléctrica y no se realizó una distinción en particular. 

Al respecto, Maximiliano Neri, Ex Subsecretario de energías renovables de Santa Fe, dio su opinión para Energía Estratégica y analizó los avances de este tipo de metodología: 

“No se terminó de tomar una decisión estratégica que genere un impulso para las bioenergías, que como sabemos es la que genera más puestos de trabajo y con más valor agregado”. 

Y si bien actualmente denota interés por parte de los sectores industriales por tratar de incorporar bioenergías, es mediante un “esfuerzo muy solitario”, dado que “las medidas políticas no llegan y los tiempos se dilatan”. 

“Tendríamos que evaluar la promoción de biogás a partir de la inyección en cualquier punto a precios diferenciales”, aclaró. 

En cuanto a disposiciones y la diferencia dentro del Programa RenovAr, Neri sostuvo que “los proyectos deben tener un proceso licitatorio específico para diferenciarse de emprendimientos eólicos y solares, que son otro tipo de negocio”. 

“Las dos estrategias de desarrollo tienen que ser independientes. Desde el punto de vista técnico, la energía solar y eólica no son gestionables, por lo tanto ya tienen una forma económica de contemplarse distinta a la bioenergía”, señaló. 

Entre las disparidades que mencionó se destaca que las bioenergía no sólo son biogás para generación de energía eléctrica: 

“El biocombustible nuevamente tiene que ser puesto en el tapete, se viene luchando hace tiempo para que se recupere las condiciones de producción y los precios para la economía de biocombustible”. 

Y si bien actualmente no ve avances en la materia, sí es optimista de cara al futuro con la presencia de decisiones concretas, dado que el mandato a nivel internacional y la pandemia nuevamente pusieron en agenda la necesidad de disminuir las emisiones de gas de efecto invernadero. 

“Ahí las bioenergías tienen un impacto más grande que la solar y eólica porque atacan sobre la matriz de gas y combustible. Es más eficiente para disminuir los gases de efecto invernadero, pero son solamente voluntades que vienen desde el privado”. 

“Hace falta estabilidad económica y que los gobiernos impulsen algo. Pero veo una luz al final del túnel cuando alguna de las políticas internacionales que Joe Biden aplique, impacte en las empresas multinacionales y éstas inviertan dinero solamente por ese compromiso”. 

“Desde el punto de vista del desarrollo por la estrategia política local, veo una gestión muy pobre por ahora”, concluyó.

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Coordinador Eléctrico presenta expansión del Sistema de Transmisión 2021 por US$ 717 millones

La propuesta de expansión de transmisión es el resultado de un estudio de planificación realizado por el Coordinador, que considera una proyección de la demanda de energía y potencia para un horizonte de 20 años, con escenarios de oferta de generación desarrollados mediante modelos de optimización de inversiones en generación y transmisión, que incluyen costos de tecnologías que orientan a una alta inserción de energía renovable variable (ERV) como respuesta a los escenarios de descarbonización, determinados en base a la PELP del Ministerio de Energía.

El diagnóstico de uso del sistema de transmisión obtenido a partir de las simulaciones de la operación del sistema de largo plazo, bajo diversas condiciones hidrológicas y de variabilidad de generación ERV, permite elaborar y evaluar las distintas propuestas de obras de transmisión para cumplir con los criterios establecidos en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio.

Adicionalmente, la propuesta de expansión ha incluido propuestas de obras de transmisión que surgen ante la aplicación de nuevas metodologías y criterios de planificación, que aumentan la confiabilidad del sistema.

La propuesta está compuesta por 128 proyectos que totalizan una inversión de US$ 717 millones. Del total de obras, 15 corresponden al desarrollo del sistema de transmisión nacional (US$ 415 millones), y 113 a proyectos de transmisión zonal (US$ 302 millones).

En el sistema de transmisión nacional, se propone la ampliación de la subestación Kimal, para permitir la conexión de la línea HVDC Lo Aguirre – Kimal y otras obras que mejoran la confiabilidad de líneas y subestaciones, para usar al máximo la capacidad de transmisión entre las zonas de Alto Jahuel y Charrúa. Entre los proyectos para el desarrollo de los sistemas de transmisión zonal, destacan nuevas subestaciones y líneas de transmisión, junto con los aumentos de capacidad de transformación y normalización en diversas subestaciones, y aumentos de capacidad de líneas de transmisión, abarcando desde la zona de Antofagasta hasta Chiloé.

Luego de la publicación del informe del Coordinador, corresponde que la Comisión Nacional de Energía (CNE) convoque a las empresas a proponer proyectos de transmisión, para posteriormente emitir su Informe Técnico Preliminar hacia fines del segundo semestre de 2021.

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Evalúan la factibilidad técnico económica para ampliar un parque eólico en República Dominicana

InterEnergy tiene una cartera de inversiones diversa que incluye siete empresas de generación de energía. Gracias a ellas el parque de generación actual de la compañía supera los 1000 MW. 

De aquellos, 500 MW corresponden a potencia eólica y solar instalada en República Dominicana, Panamá, Jamaica y Chile. 

Su más reciente adquisición en alianza con Grupo Popular es el parque eólico terrestre Matafongo, ubicado en el suroeste de República Dominicana. Sus aerogeneradores operativos lo llevan a alcanzar los 34 MW de potencia y es de público conocimiento que este podría ampliarse con una nueva inversión que los lleve a concretar 50 MW adicionales. 

De llevarse a cabo, el parque eólico Matafongo generará aproximadamente 104 GWh de energía limpia cada año. Respecto a aquella posibilidad, Energía Estratégica consultó a InterEnergy.

“Durante el proceso de compra se realizó la evaluación acerca de la expansión; ahora, se está evaluando factibilidad técnico económica para dicha ampliación”, respondieron desde la empresa a este medio.

Los horizontes de crecimiento de esta empresa son enormes. InterEnergy no sólo busca ampliar sus propios activos, desde que construyó el primer parque eólico en República Dominicana tuvo como meta también aumentar su participación en el mercado con la adquisición de otros proyectos adicionales. 

La estrategia de negocios de la compañía contempla además adquirir y desarrollar unos 860 MW renovables en Colombia, Panamá, República Dominicana, Uruguay, México y Perú. Con lo cual, nueve años después de su primer proyecto en República Dominicana, InterEnergy quiere seguir siendo partícipe de la nueva generación renovable tanto en el país como en el resto de la región.

Según aseguraron desde InterEnergy avanzaron en conversaciones con otras empresas y están cursando “varios procesos de M&A”, cuya mayor parte de los proyectos son de desarrollo propio.

Aquel nuevo portfolio de proyectos que está conformando la compañía también estarán basados en energías renovables: solar, eólica e hidro, principalmente.

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AES avanza en la construcción de cuatro parques solares en Panamá

En la actualidad, AES cuenta con un 67 % de energías renovables en su parque de generación en Panamá. De sus 1141 MW de capacidad instalada total en el país, 55 MW corresponden a un parque eólico, 705 MW a tecnología hidroeléctrica y 381 MW a una planta de una terminal de Gas Natural Licuado.

Para continuar la diversificación su portfolio de proyectos en Panamá, AES sumará 4 parques solares fotovoltaicos de 10 MW de potencia cada uno.

Según precisaron desde la compañía, estos 40 MW están localizados de la siguiente forma: 

  • 1 en la provincia de Los Santos (Parque Solar Mallorca); 
  • 1 en la Provincia de Herrera (Parque Solar Pesé); y 
  • 2 en la Provincia de Chiriquí (Parque solar Cedro y Parque Solar Caoba).

Edgar Ivankovich, director de Relaciones Externas y Comunicaciones de AES en Panamá amplió la información en exclusiva para Energía Estratégica:

“Los parques solares de Mallorca y Pesé deben estar terminados en Febrero 2021”. Con lo cual las obras deberán avanzar a paso firme este mes. 

Consultado acerca de lo distintivo de estos proyectos, Ivankovich resaltó que tienen características muy interesantes en cuanto a los paneles solares que están siendo utilizados. 

“Los paneles del parque solar Pesé manejan una tecnología bifacial, que representa una innovación en cuanto al tema de eficiencia y rendimiento de los paneles”, consideró. 

“Tienen la capacidad de tomar la energía que incide sobre el terreno, rebotando del suelo hacia el panel y finalmente captándola sobre la superficie inferior (la no expuesta al sol) de forma tal que permite el aumento de la capacidad nominal del panel al momento de transformar energía solar en energía eléctrica”. Y para reforzar la eficiencia de los paneles en la captación de la irradiación solar, el referente de la compañía agregó que estos se utilizarán sobre estructuras con trackers. 

Sobre los otros dos parques solares ubicados en la provincia de Chiriquí, Ivankovich adelantó que el Parque solar Cedro y el Parque Solar Caoba deberían estar empezando construcción en los meses de Febrero o Marzo de este año. 

El objetivo de la compañía sería poder concluir estas dos obras a  finales del 2021, si las condiciones sanitarias así lo permiten.

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EGE Haina emprende nuevas inversiones en energías renovables ampliando presencia por Latinoamérica

La Empresa Generadora de Electricidad Haina -EGE Haina-,  cuenta con 175 MW de potencia renovable instalada en República Dominicana.

A aquellos activos que ya se encuentran operativos se les sumará el Parque Solar Girasol de 120 MW, actualmente en construcción en la provincia San Cristóbal.

Según informó la compañía a este medio, ese proyecto entrará en operación comercial a finales del primer trimestre o principios del segundo trimestre de este año; con lo cual, estiman su inauguración para “abril de 2021”.

Pero aquello no sería todo. El año pasado Luis Mejia Brache, CEO de EGE Haina, adelantó que la estrategia de negocios de su empresa contempla seguir aumentando su parque de generación.

“Nos pusimos la meta de instalar 1000 MW más de energías renovables no convencionales en los próximos 10 años”, aseguró el empresario durante su participación en Latam Future Energy Virtual Summit, evento organizado por Energía Estratégica e Invest In Latam.

En el inicio de este año 2021, José Rodríguez, director de Desarrollo de EGE Haina, agregó a este medio que la elección de las tecnologías en las que basarán sus nuevos proyectos dependerá de los requerimientos del mercado y de las autoridades.

“Podemos hacer todo solar, si es que así lo decide el mercado”, indicó el empresario, a la vez que añadió: “Sin embargo, por el momento tenemos una planificación indicativa que arroja 70% solar y 30% eólico”.

“Este es un plan flexible que se irá adaptando a los requerimientos de los sistemas en donde nos ubiquemos”, reforzó.

Además de mantener su presencia activa en República Dominicana, ¿en qué otros mercados esperan ubicar los nuevos proyectos? En exclusiva para Energía Estratégica, el director de Desarrollo de EGE Haina precisó: “Tenemos la intención de invertir en la región NOLA (norte de América Latina), que incluye desde Perú hasta Guatemala, así como en las islas del Caribe”.

En algunos de aquellos mercados ya estarían “listos para la construcción de varios nuevos proyectos en 2021”.

“La gestión de los permisos está en sus fases finales y las negociaciones comerciales están en curso”, manifestó José Rodríguez.

Y concluyó: “Confiamos en que esto resulte en el inicio de por lo menos uno de los proyectos que tenemos en carpeta”.

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Growatt presenta soluciones híbridas para distintas redes de Latinoamérica y Caribe

Pese a la pandemia, el 2020 fue un año productivo para empresas del rubro solar como Growatt. Tras superar las ventas del 2019 logrando los 7 GW vendidos en todo el mundo, este fabricante chino busca ganar más cuota de mercado en distintas latitudes.   

Para conseguirlo, su nueva fábrica localizada en el Este de China les permitirá ampliar su capacidad de producción a 20 GW anuales y, con ello, aumentar el volumen de ventas en los lugares donde ya se ha establecido y avanzar con negocios en nuevos países como en los de esta región.    

Entre los productos que presenta este fabricante Tier 1 en este lado del globo, se pueden mencionar distintivos modelos de inversores para cada uno de los segmentos del mercado y sus innovadores sistemas de almacenamiento.

Ahora bien, son las soluciones híbridas que estarán lanzando en los próximos meses las que este fabricante espera que se destaquen entre su oferta para el sector solar. 

“Planeamos continuar con novedades en 2021. Tenemos varios productos híbridos que estaremos lanzando en diferentes partes del continente y que estarán destinados a los distintos sistemas presentes desde Estados Unidos a la Patagonia argentina”, anunció Eduardo Solis Figueroa, gerente de Marketing en América Latina para Growatt New Energy.

Estas soluciones híbridas se destacan frente a otras del sector por ser un todo en uno.

“Ofrecemos el inversor, las baterías, el monitoreo y el soporte técnico de todo el sistema con garantías. Eso es algo que hoy en día sólo lo encuentran con nosotros”, aseguró el referente de Growatt en la región.

Entre los mercados más atractivos para esta empresa se encuentran Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Ecuador, en la zona más austral. 

En Centroamérica, el interés es presentar este tipo de soluciones para mercados como Costa Rica, Panamá y República Dominicana, dónde ya es posible realizar instalaciones on-grid y off-grid. Mientras que Estados Unidos y México serían un eje importante en Norteamérica.

Por ejemplo, para los Estados Unidos, Growatt presentará un inversor híbrido que va desde los 3 kW hasta 10 kW, con conexiones a baterías de alto voltaje.  En este caso se tratan de dos modelos: MIN 3000-7600 y el MIN 8000-10000.

En lo que respecta a las baterías que ofrece Growatt, estas se distinguen por ser productos modulares. Tal es el caso de la ARK LV, que es una batería muy popular en países como Colombia y México, por la escalabilidad que ofrece a los sistemas.

Por mayor información, visite: http://www.growatt.mx/list-43.html#product43

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Efecto Biden: In Situ Energía proyecta mayor crecimiento de la generación distribuida para México

Está por terminar el primer mes del 2021 y el sector de las energías renovables en México ya se ha visto movilizado por diferentes resoluciones políticas, ya sean las medidas tomadas por la administración actual como incluso la asunción presidencial de Joe Biden en Estados Unidos. 

 A propósito, Energía Estratégica contactó con Héctor Hernández, Director Ejecutivo en “In Situ Energía”, para conocer cómo avanza la generación distribuida y cómo afectan las disposiciones en el ambiente. 

“Este año se visualiza muy diferente, un crecimiento incluso más alto que los años anteriores. En buena parte porque muchos proyectos que se detuvieron el año pasado, se están retomando este 2021”, aseguró. 

¿Qué esquemas de contrato atraen a potenciales nuevos clientes?

“En In Situ Energía avanzamos con varios proyectos, específicamente para venta de energía en nodo, proyectos del esquema de venta total. Y al parecer está teniendo interés por parte de diferentes inversionistas”. 

“También atraen desde la inversión directa para proyectos, si es que pueden estar vinculados con algún financiamiento, o temas vinculados con Power Purchase Agreement, pueden ser muy interesantes en términos de ser una buena inversión directa”. 

“Este último esquema genera buena receptividad en el sector comercial-industrial de generación distribuida”, agregó. 

¿Cómo será el mercado este año?

“Una de las condiciones es política. Hay elecciones intermedias en México a mitad de año. Y ante la posibilidad de que haya mayoría por parte del partido predominante, existe un riesgo de una reforma energética inmediata. Podría cambiar completamente la jugada en el sector de energía”. 

“El otro punto es el avance del proceso de vacunación. Estamos viendo el reflejo del interés hacia el crecimiento del mercado, por la satisfacción que exista una vacuna, pero que no necesariamente implica un crecimiento del consumo en general”. 

Por otra parte el discurso sobre las renovables por parte de Joe Biden “no fue tomado a bien, al menos en México”, refiriéndose a la administración actual. 

Y si bien cree que el presidente tiene razón en mantener la jurisdicción de la soberanía y que cada país es libre en la toma de sus decisiones, no se puede dejar pasar que Estados Unidos sea vecino y principal socio comercial del país: “La política que tengan en EEUU, en temas comerciales, afectará al país”.

“De ese lado somos optimistas en que el presidente tenga una reflexión y pueda favorecer el crecimiento de las energías renovables”, añadió.  

En cuanto a metas, el año pasado In Situ Energía calculó 18 MW instalados de generación distribuida para 2020 y mantener el mismo volumen de negocios durante 2021. 

¿Cambió la postura o el objetivo? 

“Nuestra intención fue mantenernos cerca de nuestros clientes, apoyarlos en todo lo posible. Y ahora que estamos en transición, tuvo beneficios dado que los clientes mantienen o buscan el crecimiento de los acuerdos hechos”. 

“Eso nos permite a nosotros como empresa tener la expectativa de superar los 18 MW de capacidad instalada, pero prefiero tener un pensamiento un poco más conservador y mantener la meta de igualar los megavatios instalados”.

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Colombia fue elegido miembro principal del Consejo de la Agencia Internacional de Energías Renovables

En esta asamblea, que se realizó de manera virtual, participó el Ministro de Energía, Diego Mesa, en la plenaria sobre hidrógeno verde y neutralidad de carbono, destacando la visión de Gobierno hacia el desarrollo de fuentes de energía renovables para acelerar la transición energética.

Así mismo, el Viceministro de Energía, Miguel Lotero, presentó los avances de las subastas de energía para movilizar recursos que favorezcan una generación de energía más sostenible en nuestro país.

Por su parte el Embajador de Colombia en Emiratos Árabes Unidos, Jaime Amin, reseñó en su intervención de apertura, los avances en torno a la iniciativa de América Latina y el Caribe RELAC, impulsada por Colombia y mediante la cual se ha buscado ampliar la capacidad instalada de energías renovables no convencionales en la región, con el apoyo del BID y la OLADE.

La iniciativa, coliderada por Colombia, Chile y Costa Rica, cuenta con la participación de once países comprometidos con una electricidad más resiliente y baja en emisiones.

Uno de los resultados principales de la Asamblea fue la elección de Colombia como miembro principal del Consejo de la IRENA para 2021, consolidando un rol de liderazgo en la gobernanza del Organismo en representación del América Latina y el Caribe, que servirá de plataforma para promover consensos en torno a las energías limpias.

Como resultado de las deliberaciones, los países también aprobaron la realización de un Foro de Alto Nivel sobre transición energética en 2021 y aspectos financieros y administrativos para el sostenimiento del organismo.

Intervención del Ministro de Energía, Diego Mesa, en la plenaria sobre renovables y neutralidad de carbono

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GoodWe lanzó una encuesta de satisfacción para profundizar en las necesidades del sector fotovoltaico

Con vistas a conocer más sobre las necesidades de sus clientes, la empresa lanzó una encuesta que Energía Estratégica recomienda participar:

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«Participe en nuestra encuesta antes del 31 de enero para ganar una recompensa de nuestro pozo de premios de $ 5000. Solo toma 5 minutos completarlo. Cuanto más completas y detalladas sean sus respuestas, más probabilidad tendrá de ganar premios. ¡Agradecemos sus comentarios!», invitan desde GoodWe.

El 28 de septiembre, poco después de nuestra OPI, la firma inauguró su «Global Call Center», en asociación con el líder de la industria Concentrix para brindar a los clientes un servicio más enfocado, especializado e integrado.

El nuevo Call Center cubrirá la atención al cliente para Europa, Australia, América del Norte y del Sur y estará disponible en inglés, español y portugués, con planes para extender el servicio a otros mercados existentes en 2021.

 

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Siemens Gamesa cerró contrato con Engie por 434 MW para un parque eólico en Brasil

El contrato contempla el suministro de 70 aerogeneradores SG 5.8-170 con tecnología OptimaFlex, mejorada para funcionar a 6,2 MW. Esta turbina ofrece una de las mayores potencias del mercado terrestre, y cuenta con uno de los rotores más largos, ofreciendo así uno de los costes de energía (LCoE) más competitivos del mercado.

Este pedido es el tercero para la 5.X en Brasil y llega después de la firma en diciembre de 2020 de un contrato de 465 MW, lo que destaca el crecimiento de la energía eólica en Brasil a pesar de que en 2020 no se celebraron subastas de energía renovable en el país.

En ambos casos, la energía producida en los parques eólicos se venderá mediante un acuerdo de compraventa de electricidad (PPA), un esquema que ofrece estabilidad a las empresas en sus costes energéticos a medio plazo, con un precio fijo y competitivo, en comparación con las previsiones de los precios de mercado.

«Este acuerdo resalta el éxito de la plataforma Siemens Gamesa 5.X en el mundo y en Brasil, un país que se está posicionando como el referente para la eólica en Latinoamérica. Estamos encantados de poder desarrollar el proyecto de la mano de Engie y reforzar nuestra colaboración», ha explicado Lars Bondo Krogsgaard, CEO de Onshore en Siemens Gamesa.

Con este último pedido, la compañía acumula pedidos por 1,21 GW de la plataforma Siemens Gamesa 5.X en Brasil, y supera los 2,2 GW a nivel mundial. Este hito de 2 GW ha sido alcanzado en un tiempo récord, menos de dos años después de su lanzamiento al mercado en abril de 2019.

El primer contrato en Brasil fue para el parque eólico Tucano de 312 MW firmado en abril de 2020.

Siemens Gamesa producirá localmente esta nueva turbina en su planta de Camacari, en el estado de Bahía, lo que a su vez impulsará la economía local y aumentará la competitividad de la plataforma 5.X.

Brasil es el séptimo mayor mercado de energía eólica del mundo, según el Consejo Mundial de Energía Eólica (GWEC), con más de 17 GW de capacidad instalada.

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UPME lanzó licitación para proyecto de almacenamiento por 50 MW en Barranquilla

Tal como anticipó Energía Estratégica, UPME lanzó ayer el pliego de la subasta (ver pliego) para el proyecto de acumulación eléctrica a través de baterías de gran envergadura (por una potencia de 50 MW) en la ciudad de Barranquilla, Departamento Atlántico, con la intención de estabilizar deficiencias del sistema eléctrico de esa zona, donde con cierta frecuencia suelen darse apagones.

De acuerdo al pliego, la obra de 50 MW tendría que estar terminada en junio del año 2023.

En concreto, la licitación plantea las siguientes instancias:

  • La preconstrucción de las obras que requiera el Proyecto, (incluyendo firma del Contrato con la Fiducia para contratar la Interventoría, diseños, servidumbres, estudios, Contratos de Conexión, licencias ambientales y demás permisos, licencias o coordinaciones interinstitucionales requeridas para iniciar la construcción, costos y viabilidad ambiental del proyecto)
  • La construcción de las obras necesarias (incluyendo las resultantes de los Contratos de Conexión y cualquier obra que se requiera para la viabilidad ambiental del Proyecto, garantizando desde el punto de vista jurídico, la disponibilidad de los predios requeridos para la construcción de tales obras);
  • La administración, operación y mantenimiento del Proyecto durante el Periodo de Pagos, cumpliendo con todos los compromisos y disposiciones legales con el medio ambiente, incluyendo lo relacionado con la disposición final de las baterías.

Los Documentos de Selección del Inversionista, tendrán un costo de Doce millones novecientos cuarenta y un mil un peso ($12.941.001) moneda legal colombiana.

 

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¿Cómo afecta a México y las renovables la reciente asunción presidencial de Joe Biden en Estados Unidos?

La llegada de Joe Biden al máximo cargo estadounidense no pasó desapercibida para el desarrollo de las energías sustentables y el  cambio climático. 

En su primer día de mandato firmó diecisiete decretos en la Oficina Oval, en la que se destacó un escrito donde, en nombre del país, acepta el Acuerdo de París y cada uno de los artículos y cláusulas. 

Cabe recordar que el convenio fue firmado en 2015 durante el gobierno de Barack Obama, pero rechazado en dos oportunidades (2017 y 2020) por el ahora ex-presidente Donald Trump

“Nuestra administración enviará una carta a las Naciones Unidas y volveremos a ingresar formalmente 30 días después. Nuestra nación volverá a estar en posición de ejercer el liderazgo mundial en el avance de los objetivos del Acuerdo, incluido el mantenimiento del mundo a una temperatura segura”, detalla uno de los comunicados de la cuenta oficial de Twitter de la Casa Blanca. 

Esta decisión puede afectar a México, que durante la administración actual a cargo de Andrés Manuel López Obrador ha sufrido controversias en materia de renovables, pero que a su vez también es partícipe del Acuerdo de París. 

Además mantiene un Tratado de Libre Comercio con Canadá y Estados Unidos (T-MEC) desde 2018, sumado a proyectos e inversionistas en el país. 

Ante ello, Manuel Zamora García, consultor independiente de la industria eléctrica en México, vio positiva la asunción y el compromiso de Biden, dado que “su agenda es más amigable con el medio ambiente y las energías renovables”. 

Como consecuencia opinó que “se anticipa una diferencia de dirección”. “Mientras Biden apoya las energías limpias, en México vimos algunos retrocesos institucionales en ese sentido”, aclaró. 

Hechos que podrían llevar a ciertas consecuencias en caso de una falta de comunicación donde el lineamiento sea para el mismo lugar, pero “antes que eso, habrá soluciones”. 

Por lo que no cree que haya un distanciamiento político entre ambas naciones por las energías limpias: “Hay acuerdos y contratos, por lo cual habrá concordancia en el tema. Ambos países siempre tuvieron una relación estrecha”, afirmó el especialista. 

“Creo que las energías renovables son un punto de partida para darle un respiro al medio ambiente. Y a lo largo de lo que resta de enero y febrero tocará ver cuáles son las conversaciones, acercamientos y posturas sobre las renovables, y la agenda en general, por parte del gobierno de Estados Unidos”, concluyó Zamora García. 

Freno al proyecto en Keystone XL

Otra de las disposiciones de Joe Biden tomadas en su primer día fue la paralización de contratos y concesiones del oleoducto y gasoducto Keystone XL. Proyecto canadiense que previamente fue bloqueado por Obama en 2015 y reincorporado al sistema por Trump en 2017.

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La contundente carta que Ser Colombia envió a Diego Mesa con cambios a la licitación de energías renovables

El martes 19 de enero, los empresarios nucleados en Ser Colombia enviaron una carta a Diego Mesa, Ministro de Minas y Energía, con 12 puntos que toman posición sobre las condiciones de la reciente subasta anunciada por el Gobierno que promete continuidad en el crecimiento de las energías limpias en el país.

Respecto a mejoras, Ser Colombia introduce que «pretender hacer una mezcla de tecnologías convencionales y no convencionales va en contra de la diversificación de la matriz energética que tanto necesita el país y que debe ser prioridad del gobierno para garantizar la confiabilidad del sistema en el largo plazo y la consecución de los objetivos de reducción de gases de efecto invernadero».

En tanto, sus socios consideraron ante Diego Mesa que «una subasta neutral en la que compitan las renovables convencionales y no convencionales incrementa el riesgo de sobre capacidad en una o pocas tecnologías y resta capacidad de decisión al gobierno sobre el crecimiento de la matriz».

A modo de diagnóstico, la carta explica al ministro que «la ejecución de nuevos proyectos no necesariamente conduce a un exceso de oferta, pues nuestra matriz eléctrica cuenta con un porcentaje importante de plantas costosas que no han competido históricamente en el mercado de contratos, (oferta altamente inelástica) además que como es lógico, se espera que la demanda de energía siga creciendo en el futuro».

Sostienen la idea a partir que «esta sería una subasta de energía y no de capacidad como si lo es la de cargo por confiabilidad».

Y agregan que «un análisis de la contratación bilateral, con base en estadísticas de XM, muestra, por ejemplo, que para el año 2022, para cubrir una demanda de cerca de 208 GW-h día, hay disponibles hoy aproximadamente 162 GW-h, es decir hay un espacio de contratación de alrededor 46 GW-h. Para los años siguientes el monto no cubierto para contratos aumenta. Estos espacios pueden ser cubiertos por la subasta propuesta con fuentes de energía renovables no convencionales sin afectar la oferta de las plantas existentes».

«Si bien consideramos importante la gestión y atención que debe darse para que los proyectos adjudicados en la anterior subasta se materialicen, creemos que ello no es razón para excluir nuevos proyectos en el futuro. De hecho, los proyectos adjudicar en la subasta de 2021 se construirán en 2023 y 24, tiempo más que suficiente para que los actuales ya estén conectados a la red», plantean en Ser Colombia.

Respecto a plazos, el gremio empresario señala que «no solo se debe anunciar una subasta para el 2021, sino que es recomendable tener un calendario de subastas a realizar de manera anual para dar claras señales de continuidad y visibilidad y estabilidad a los inversionistas. Esto ya se hace en países como Francia, España, Italia o Alemania».

También solicitaron a Mesa actualizar el marco contractual: «Creemos, desde luego, que se debe continuar con el proceso de adecuación regulatoria que juiciosamente ha venido trabajando el Ministerio y la CREG, con lo cual tendremos mejores condiciones para que en el futuro estas tecnologías se introduzcan mediante los mecanismos de contratación que se viene analizando por parte del regulador».

Contratos en dólares

En su carta al Ministro Mesa, los empresarios renovables apuntaron que «en cuanto a la moneda de la subasta, se considera que una ejecución en dólares atraería mecanismos de financiamiento más variados y competitivos, toda vez que una gran parte de los insumos necesarios para construir y operar estos proyectos se cotizan en esta divisa, lo cual se reflejaría en mejores precios en la subasta».

Y en cuánto a la fecha de entrada en operación comercial (COD), «si se amplía, podrían tenerse un mayor número de proyectos en competencia».

Mercado regulado y no regulado

Germán Corredor, vocero de Ser Colombia, explicó al Ministro que «la obligatoriedad de la demanda en la subasta de octubre fue uno de los aspectos que hizo posible la subasta. El oportuno involucramiento del gobierno en el establecimiento de las reglas y procedimientos para la ejecución fue determinante en la amplia participación de oferentes y demandantes del mercado. Tan importante es incentivar a la oferta como incentivar a la demanda para que se logren los objetivos propuestos y la subasta resulte exitosa».

Siguiendo la idea, recomendó que «la subasta debe permitir la participación tanto del mercado no regulado como del regulado y según el plan de desarrollo (Ley 1955 de 2019) deberá mantener el mismo espíritu, así como considerar proyectos con FPO hasta el 2024. En todo caso esperamos que se dé una amplia discusión sobre el tema para lograr un producto óptimo tanto para generadores como para consumidores».

Mejoras impositivas

Corredor también sugiere que «sería muy importante establecer, previo a esta subasta, condiciones de igualdad frente a los incentivos que otorga la Ley 1715, tanto en el tema de IVA para productos nacionales como en los beneficios de renta para empresas nuevas frente a las incumbentes . Estas condiciones harían posible una mejor competitividad de muchos proyectos que están en la fase de desarrollo en el país».

Cumplir los compromisos

Corredor sostuvo ante Mesa que «el Compromiso del Gobierno Nacional para reducir en 51% la emisión de GEI para el año 2030, solo será posible con un cambio real e importante en este período en la matriz energética, tanto en la generación de electricidad como en el transporte, mediante la utilización de fuentes renovables de energía y la electrificación del parque automotor».

 

 

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Nueva extensión del toque de queda en República Dominicana complica a instaladores solares

Bajo el marco regulatorio de República Dominicana se contemplan incentivos atractivos para las energías renovables. De allí, es que en este país las interconexiones de sistemas de generación distribuida continúan creciendo. 

No obstante, una barrera con la que se enfrentan es el toque de queda, ya que en la coyuntura actual atravesada por la pandemia, todas las actividades se ven interrumpidas por este tipo de medida restrictiva para evitar el aumento de contagios de Covid-19. 

“La reducción de la capacidad de operación ha afectado al sector. Si esto continúa, disminuirá nuestra capacidad de ventas”, advirtió Abraham Espinal Serrata, Chief of Engineering en EneStar SRL.

En la actualidad, el Decreto 740/20 limita todas las actividades pudiendo llevar a cabo el propio trabajo desde las 5 hs hasta las 17 hs de lunes a viernes y de 5 hs hasta las 12 hs los fines de semana. Siendo el libre tránsito autorizado hasta las 20 hs en la semana y hasta las 15 hs los sábados y domingos. 

Esta no sería la primera vez en la que se imponen restricciones horarias. Esto ha sucedido reiteradas veces desde el segundo semestre del año 2020 (establecidas con anterioridad en el Decreto 698/20 por ejemplo). Con lo cual, en el sector temen que se dé una nueva extensión del toque de queda en República Dominicana. De llevarse a cabo, complicaría las instalaciones de generación distribuida renovable.

“Desde que se terminó la cuarentena se imponen nuevas restricciones. Cuando se termina el plazo dispuesto en un decreto, lanzan otro para extenderlo. El que ahora está vigente concluye el martes 26 de enero y lo más probable es que se establezca otro nuevo plazo”, consideró Abraham Espinal Serrata

Ahora bien, de no extenderse el toque de queda, se abre una gran ventana de oportunidad para crecer en este segmento.

El marco legal define 3 límites de interconexiones de generación renovables para usuarios finales. En el residencial de 25 kW para instalaciones fotovoltaicas; en comercios e industrias 1000 kW para medición neta y hasta 1500 kW para autoconsumo. En todos ellos habrían oportunidades de aumento. 

“Tuvimos incrementos de las ventas en los últimos cuartos del año 2020 y esperamos para este 2021 un nuevo aumento, considerando que los primeros 20 días de enero fueron muy activos inclusive mayores que en 2019 y 2020. Pero no dejamos de lado el hecho que un nuevo toque de queda complique nuestros negocios en el país”, declaró Abraham Espinal Serrata, Chief of Engineering en EneStar SRL.

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Termotanques Energe y sus mejoras en el estándar de calidad

Las mejoras solicitadas por la norma, fundamentalmente orientadas a elevar el requerimiento sobre  la presión interna del equipo, igualan las características que los equipos de la empresa mendocina sostienen desde el 2008, evidenciando el alto estándar de calidad técnica que puede desarrollar la Argentina desde su industria y cómo esto puede posicionar y volver competitivos los equipos desde este costado del mundo frente al mercado oriental. Esta es una buena noticia tanto para la creación de empleo local, como así también, para el consumidor que podrá adquirir equipos más confiables desde el punto de vista técnico.

El proceso de fabricación de equipos de la marca Energe fue certificado en el año 2018 bajo normas ISO 9001:2015. 

Ya en el 2008 en su versión BP (baja presión) conseguía certificar y comercializar equipos con una presión de prueba de 1 bar. Hoy, 13 años más tarde, esta capacidad es el requerimiento mínimo para la industria local y de esta forma el equipo de menor prestación dentro de las opciones de la marca, resulta uno de los precedentes para el estándar según la actualización en la resolución vigente

Además del cumplimiento con la versión en su producto BP (baja presión) en esta disposición, Energe produce una alternativa de mayores prestaciones técnicas. Se trata de la versión AP que logra alcanzar los 6 bar en su presión de prueba y tiene entre sus características la fabricación a partir de Acero AISI 316L (conocido también como acero quirúrgico): un acero inoxidable de cromo níquel austenítico que contiene molibdeno. Esta adición aumenta la resistencia a la corrosión general, mejora la resistencia a picaduras de soluciones de iones de cloruro y proporciona mayor resistencia a temperaturas elevadas.

El impacto de las Energías renovables resulta altamente positivo desde su potencial ambiental y de ahorro pero también alienta a las industrias  a desarrollar tecnología e insertarlas en un mercado global, como ha sido en este caso para la firma que opera desde el Polo industrial Rodriguez Peña,  Maipú, Mendoza y ha instalado sus productos, inclusive en lugares simbólicos como lo es la quinta presidencial de Olivos.

www.energe.com.ar

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S-5! introduce la nueva tecnología de soporte para paneles solares

S-5!, la autoridad líder en tecnología de fijación de techos Metálicos presenta la última incorporación a su línea de RibBrackets para montar paneles solares en una variedad de techos de metal con nervaduras trapezoidales.

El RibBracket V es un accesorio  de fijación solar para láminas metálicas que se puede colocar en cualquier lugar a lo largo de las nervaduras del techo y está diseñado específicamente para techos tipo Ternium TR 72, TR 101 (R-72 y R-101) y perfiles de techo similares que se encuentran comúnmente en América Latina. Con patas flexibles para encajar, el diseño del soporte (bracket) asegura un ajuste adecuado e instala los tornillos en corte en vez de fuerza vertical, lo que proporciona una sujeción sustancialmente más fuerte.

El rango de dimensiones de la nervadura superior compatible es de 0,75 pulgadas +/- a 1 pulgada (19 mm a 25 mm) y su perfil elevado proporciona 4 pulgadas (100 mm) de espacio de aire sobre la nervadura para maximizar el flujo de aire debajo de los paneles solares y un gran canal para la gestión y manejo de cableado.

“RibBracket V proporciona una solución segura, confiable y económica que es rápida y fácil de instalar,” dice el CEO y fundador de S-5! Rob Haddock. “¡Nuestro equipo de Investigación y Desarrollo de S-5! pasó meses en concepto y creación de prototipos para llegar a otra adición de montaje solar versátil, rentable y de vanguardia a nuestra línea RibBracket.»

“En S-5!, continuamos innovando nuevas y mejores soluciones en un modo de invención / reinvención y mejora constante del producto,” continúa Haddock. “Es la base misma de nuestro negocio. Siempre estamos evaluando formas de brindar ventajas competitivas a nuestros clientes y distribuidores, y de asegurarnos de que nuestros productos sigan siendo ‘fáciles de usar’ para ambos.»

Sobre S-5!

S-5! ha sido el líder en soluciones de fijación de techos metálicos desde 1992. Nuestras abrazaderas de cero penetración, fijan casi cualquier producto en techos metálicos con engargolados (Standing Seam)  sin perjudicar la integridad del techo o las garantías de este. Con las abrazaderas pueden fijar sistema de retención de nieve, sistemas de rendimiento para fuertes vientos y numerosas otras utilidades en la cubierta. Los productos S-5! ahora se instalan en más de 2 millones de techos de metal en todo el mundo. Arquitectos y contratistas de techos de metal respaldan S-5!, como los productos de ingeniería más seguros y el nombre más confiable de la industria.

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Canadian Solar lanza nuevos paneles para parques solares de Latinoamérica

Canadian Solar es líder indiscutido en el sector energético renovable. El año pasado este fabricante de paneles se ubicó entre las 100 empresas más sostenibles del mundo y en este 2021 se fija nuevas metas para crecer en distintos mercados.

En comunicación con Energía Estratégica, Ignacio Mesalles, gerente de ventas de la compañía para Centroamérica, aseguró que para este 2021 esperan una producción anual de 19 GW y entre los mercados a los que seguirán apostándole destacan algunos latinoamericanos. 

“Para esta región esperamos el mayor potencial de ventas en cuanto a volumen en Chile,  Brasil, México y Colombia”, declaró el referente centroamericano de Canadian Solar.

No es menor la elección de aquellos principales mercados, donde hay grandes proyectos de generación que quieren tomar protagonismo en la matriz eléctrica de esos países. 

Sus nuevos módulos serie 7, monofacial HiKu7  y bifacial BiHiKu7, serían de los productos principales que esperan posicionar este año en aquellas plazas estratégicas. 

“Tienen potencias de salida entre 640-665 W y una eficiencia de 20,6-21,4%, dimensiones de 2.384×1.303×35 mm y un peso de 35,7 kg”, precisó el empresario consultado.

De aquel detalle es que se puede afirmar que hasta la fecha, los módulos de la serie 7 son los más potentes que ha fabricado Canadian Solar.

Estos modelos se tornan ideales para proyectos de utility scale, industriales y comerciales. ¿Porqué? 

“La gran ventaja de esta serie es que le permite a los desarrolladores de proyectos obtener los costos de electricidad nivelados (LCOE) más competitivos de la industria al reducir los costos de equilibrio del sistema (BOS) hasta en un 5.7%”, respondió el gerente de ventas de la compañía para Centroamérica.

“Estos módulos están configurados para funcionar de manera óptima con diseños de inversores y seguidores (trackers) líderes de la industria para permitir las mejores condiciones en instalaciones de sistemas solares”. 

Todo aquello se traduciría en más módulos por serie, más vatios por seguidor y menores costos de mano de obra. Con lo cual, es una gran oportunidad para nuevos proyectos a desarrollarse en la región. 

Según pudo adelantar Ignacio Mesalles, estos productos distintivos de Canadian Solar estarán disponibles a partir de abril de este año, tanto en monofacial como en bifacial.

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CADER advierte fuerte impacto del “Impuesto al Viento” sobre las inversiones de energías renovables

Se hace referencia a la Ordenanza N° 11.546, emitida por el Concejo Deliberante de Puerto Madryn, que obliga a las centrales de energías limpias en operación comercial a pagar millonarias sumas de dinero que no fueron previstas en sus propuestas de inversión, ocasionando serios riesgos financieros en un contexto económico ya de por sí adverso para el sector.

Para tomar dimensión de su impacto, CADER estima que un parque eólico de potencia promedio (100 MW) se vería obligado a pagar 20 millones de dólares.

CADER, cómo cámara de representación empresarial del sector de las energías renovables con más de doce años de antigüedad y más de 100 firmas asociadas, representando toda su cadena de valor, rechaza categóricamente la implementación del “impuesto al viento”.

Juan Manuel Alfonsín, Director Ejecutivo de CADER, aseguró que “hay compañías que están evaluando la judicialización de la tasa en Puerto Madryn para evitar la penalización de las centrales, la pérdida de empleos y que se frene el desarrollo futuro de proyectos”.

Los generadores renovables se encuentran amparados en la Ley 27.191, normativa que prevé la posibilidad de trasladar al precio de venta de energía cualquier impuesto, tasa o gravamen- sea nacional, provincial o municipal – que se incorpore a posteriori de la firma del contrato PPA, lo que terminaría impactando sobre toda la demanda de energía eléctrica nacional.

“En caso de trasladarse el nuevo impuesto a tarifa los usuarios de todo el país estarían pagando una tasa local de Puerto Madryn”, alertó.

La situación preocupa a CADER y sus empresas miembros dado que, de prosperar, la provincia de Chubut avanzaría en una directa violación de la seguridad jurídica contra el sector de las energías renovables, considerando que la Legislatura Provincial adhirió a la Ley 27.191 mediante la ley provincial XVII N°95, invitando incluso a los municipios a que respeten sus postulados.

Desde el punto de vista jurídico, Alfonsín agrega que el “impuesto al viento” carece de sustento legal, dado que no guarda relación con una prestación brindada por el municipio de Puerto Madryn.

Ante esta situación, CADER reclama la colaboración del Gobierno Nacional: “Solicitamos a las autoridades nacionales que tomen cartas en el asunto para evitar que las tarifas se vean incrementadas por un impuesto ilegítimo que penaliza la generación limpia, competitiva y eficiente”.

Y dada la gravedad del tema, Alfonsín mencionó que “CADER se encuentra estudiando todas las acciones legales que ofrece la legislación vigente para impedir el cobro del impuesto al viento”.

Acentuando su posición, el Director Ejecutivo de CADER comparó que “en ningún país del mundo se castiga a la generación de energía limpia”.

Incluso advirtió que “por el contrario necesitamos nuevos programas nacionales y locales para respetar el cumplimiento a los compromisos ambientales que anunciamos como país ante otros Estados soberanos en foros climáticos internacionales”.

Siguiendo la idea afirma que “estas imposiciones fiscales no hacen más que atentar con el cumplimiento de la Ley 27.191, aquella que obliga a alcanzar un 20% de energías limpias en la matriz eléctrica de generación hacia 2025”.

En síntesis, la Comisión Directiva de CADER ratifica su oposición a cualquier modificación o instauración de un nuevo impuesto, canon o tasa, que implique mayor carga fiscal para el sector de las energías renovables, dado que amenaza seriamente su desarrollo y continuidad en nuestro país.

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Las frases más controversiales de Andrés Manuel López Obrador sobre energías renovables

Desde diciembre de 2018 a esta parte se han dado, en forma contradictoria, hechos y declaraciones de parte de Andrés Manuel López Obrador sobre el desarrollo de las energías renovables en México. 

Ya sean cancelaciones de subastas eléctricas por las que se licitaban proyectos a empresas para suministrar a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) energía limpia y barata, o la por la Política de Confiabilidad, Seguridad, Continuidad y Calidad en el Sistema Eléctrico Nacional, acuerdo que suspendió las pruebas pre-operativas de las centrales eólicas y fotovoltaicas que estaban próximas a entrar en operación comercial.

Entre las frases destacadas de AMLO se puede percibir que no sólo apuntó a las renovables, sino también a empresas que llevan a cabo los proyectos y al gobierno anterior. 

En mayo de 2019, dentro del Plan Nacional de Desarrollo 2019-2024, reafirmó el “rescate al sector energético”. Y en su introducción, denunció que “la reforma energética impuesta por el régimen anterior causó un daño gravísimo a Petróleos Mexicanos y la Comisión Federal de Electricidad”.

Poco menos de un año después, en marzo de 2020, en su visita a La Rumorosa, en el estado de Baja California, el mandatario fue crítico contra un parque eólico de 10 MW instalado en la región y la industria en general: 

“Autorizaron esos ventiladores para producir energía eólica. Miren cómo afecta el paisaje, la imagen natural. Cómo se atrevieron a dar permiso para instalar estos ventiladores».

“Son negocios privados porque se tiene que subsidiar a esas empresas. Son las transas que se hacían durante el período neoliberal”. 

Posteriormente, en mayo, el gobierno mexicano estableció una limitación sin fecha a las energías verdes, bajo el argumento de «mantener la seguridad e independencia energética».

En dicha conferencia de prensa, apuntó a los inversionistas extranjeros, en su mayoría, con proyectos renovables: «Saquearon más en este periodo neoliberal que lo que saquearon durante los tres siglos de dominación colonial”. 

“Energías limpias, pero en algunos casos negocios sucios, y se dejó de lado a la Comisión Federal de Electricidad, como si no produjera energías limpias», indicó.

Octubre 2020 no fue la excepción. El tabasqueño nuevamente arremetió contra las administración anterior y las empresas: “Con la política neoliberal empezaron a engañar para privatizar el sector energético”, ya que CFE no tenía la capacidad de producir sin carbón, es decir, sin generar contaminación.

“De manera deliberada cerraron las plantas y aquí está el ejemplo, ocho grandes generadores de energía con carbón y apenas permiten que trabaje uno, siete parados, porque no le autorizan, de acuerdo a la nueva normatividad que se estableció en el periodo neoliberal”. 

“Utilizaron otro sofisma, lo de las energías limpias, el que estas plantas de la Comisión Federal de Electricidad ya son viejas y contaminan, y que por lo mismo era mejor la producción de energía con gas, las termoeléctricas, las eólicas o energía solar, energías que, en efecto, no contaminan, pero están subsidiadas; produzcan o no produzcan, la Comisión Federal -con presupuesto público, que es dinero de todo el pueblo- les tiene que comprar la energía eléctrica”, apuntó.

Ya más cerca de la actualidad, en diciembre, según documentos del gobierno, 200 parques eólicos, plantas de gas natural, paneles solares y otros proyectos están estancados, después de que López Obrador ordenara detener los permisos,

Incluso, en el inicio de 2021 se ha tomado la predisposición de revisar contratos de energías limpias, aunque aún sin definir bajo qué criterios. 

“Revisar los convenios, más que nada el marco legal, porque le cuesta mucho al Estado la compra de la energía eólica a particulares, porque no pagan la transmisión, es un subsidio, hay muchos engaños”, mencionó AMLO.  

Frases y hechos que mantienen en vilo a la situación de las renovables en México y que generan un futuro incierto y con algunas empresas que deciden desistir o pausar sus inversiones en el país y, por ende, el crecimiento de las energías limpias. 

Manuel Bartlett Díaz también fue crítico 

En octubre de 2019, el Director General de la Comisión Federal de Electricidad, consideró que “muchas empresas extranjeras dicen que la energía renovable es muy barata pero no lo es, porque para empezar se llaman intermitentes. Si no hay sol en toda la noche no funcionan y se cree que hay generación de día, pero una nube hace que no funcionen”. 

“Entonces esas fuentes de energía limpia tienen que tener un respaldo para que cuando deje de haber aire o pase una nube se metan máquinas convencionales y eso no es barato porque tienes que tener a las máquinas listas para entrar”.

“La eólica y la fotovoltaica no son rentables porque necesitas una máquina atrás para que al instante responda y no tener que decirle al usuario que espere que haya viento para prenderle la luz. Eso aquí no lo pagan, la reforma energética ha hecho que empresas renovables no paguen a la máquina que está atrás”.

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Las perspectivas 2021 de Cinergia para abastecer usuarios con energías renovables en Chile

¿Creen que este 2021 será el año en el que despegue la comercialización de renovables en Chile?

Las energías renovables no convencionales (eólica, solar y pequeñas hidráulicas) ya son una realidad en Chile, en el 2020 han alcanzado una participación superior al 20 % en la matriz de generación, y esta situación se irá incrementando con la descarbonización acelerada del sistema. 

Por otro lado, la “comercialización” de energía en general está en pleno crecimiento, con el proyecto de Ley de Portabilidad (PdL) en tratamiento en el Congreso, y que establece entre otras cosas, la figura del “Comercializador” eléctrico puro. 

¿Qué jugadores están en el mercado?

Hoy, existe un mercado de clientes libres (aquellos que pueden elegir y negociar libremente con su proveedor) muy competitivo, en gran parte por la aparición de nuevos jugadores como CINERGIA, incentivados por la Ley de Portabilidad. Pero este mercado es hoy muy acotado, sólo aquellos usuarios con potencia instalada superior a los 500 KW pueden optar por participar del mercado, y obtener los beneficios (menores precios, mejores servicios y elección del tipo de energía que consumen). 

 ¿Qué señales esperan del Gobierno para que aquello mejore?

Creemos que una buena señal del gobierno sería ir reduciendo paulatinamente el límite de los 500 KW para permitir que más usuarios puedan sumarse al mercado libre, y de esta forma ir generando las condiciones de competencia y desarrollo del mercado para cuando sea sancionada la Ley de Portabilidad.

¿Favorecerá a la comercialización el aluvión de proyectos de energías renovables en etapa de construcción? 

El aumento y diversificación de la oferta sin dudas favorecerá no sólo a la comercialización, sino sobre todo, a los usuarios finales. Efectivamente, hay una gran cantidad de proyectos que ingresarán en los próximos meses, y como comercializadores estamos teniendo reuniones con todos ellos, aportando desde nuestro lugar soluciones para la comercialización de energía. 

La competencia nos obliga a ser creativos, a pensar nuevas soluciones, a complementar la oferta de suministro con más y mejores servicios. En CINERGIA entendemos claramente que debemos ser aliados estratégicos de nuestros proveedores, y tenemos basta experiencia en ello.

Considerando su experiencia comercializando energía proveniente de distintos tipos de generación, ¿qué lugar creen que podrá ocupar el almacenamiento con baterías en la comercialización?  

La principal desventaja que siempre se ha señalado de las ERNC es que no garantizan potencia al sistema, con lo cual se precisa de otras tecnologías (fundamentalmente térmicas) que actúen de respaldo.

El desarrollo de almacenamiento con baterías viene a solucionar este tema, y será sin dudas el punto de inicio para lograr sistemas 100 % renovables. Esta tecnología otorgará previsibilidad y margen de respuesta a los sistemas eléctricos, redundando en beneficios económicos y ambientales para todos los usuarios.

Mientras tanto, en nuestro rol de comercializadores, comercializamos energía proveniente de distintos tipos de generación (eólica, solar e hidráulica) con lo cual logramos una curva de abastecimiento 100 % renovable para nuestros clientes.

¿Cómo afectará al financiamiento de nuevos proyectos de ERNC la continua baja en precios de energía

La baja en los precios de la Energía es acompañada de una mejora continua en la tecnología, con lo cual los proyectos siguen siendo atractivos para los desarrolladores. La reducción en los precios de las ERNC también se debe a mejores condiciones de financiación y a un marco normativo con reglas claras y estables. 

Creemos que en el corto y mediano plazo continuará la tendencia a la baja, aunque el proceso de descarbonización en marcha puede generar algunas distorsiones en los precios. El potencial de reemplazo por ERNC es muy grande, por lo que no hay dudas que habrá condiciones favorables para que continúe su desarrollo.

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Opinión: Garantías para capacidad de transporte asignada de USD $1 a $10 por kW

Antes era de USD 1 por kW, ahora será mínimo de USD 10 por kW el valor de la garantía que deberá constituirse por parte de un generador de energía para garantizar la utilización de la capacidad de transporte asignada al momento de conectarse al Sistema Interconectado Nacional.

Este y otros costos caracterizan la propuesta de regulación que publicó la CREG para definir las nuevas reglas que tendría la asignación de la capacidad de transporte de energía eléctrica, con lo cual se da un paso a la monetización que definió la Ley 1955 de 2019.

El proceso de conexión que deben adelantar los inversionistas que aspiren a desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica en Colombia, cuenta en la práctica con particularidades que en ocasiones condenan el ingreso de proyectos de generación.

Con el ánimo de ajustar el procedimiento de asignación de capacidad y que se corrijan esas particularidades, la CREG propone la existencia de dos clases de proyectos de generación de energía, una asignación de filas y turnos en esas filas a los proyectos de generación por parte de la UPME, un plazo para aceptar la asignación de capacidad de transporte, unas condiciones para la cesión de la capacidad de transporte junto con la posibilidad de conservar la capacidad de transporte, esto hasta por un año cuando un agente se retira del mercado de energía.

Otro punto a considerar por parte de los inversionistas es que su proyecto debe tener una etapa muy madura dado que se exige, por lo menos, el 50% de la obra civil del proyecto de generación.

Todo para que al final, la asignación de la capacidad de transporte sea otorgada a quien en realidad desea construir y poner en operación el proyecto. ¿Será que esto desincentiva la participación de algunos promotores o desarrolladores de proyectos de generación? Si es así, sería algo grave porque ellos promueven el aterrizaje de nuevas empresas a Colombia.

Otro aspecto que propone la CREG tiene que ver con la forma en que se ajustará la cobertura de las garantías cuando se presenten incumplimientos en los hitos del proyecto. Se propone una tolerancia de hasta dos incumplimientos, al tercer incumplimiento se ejecuta la garantía. Desde luego, la tolerancia tiene un costo, pero se convierte en una gran ayuda para alcanzar la meta de entrar en operación.

También hay costos por informarnos. La CREG señala costos antes y después de la aprobación de la asignación de la capacidad de transporte, estos costos irían desde el suministro de información para conocer lo que se requiere para el registro de los proyectos de generación de energía a cargo de los transportadores, hasta costos por el registro de proyectos de generación de energía. Al final, todo se monetiza.

Algo que también hay que considerar es que los proyecto que se encuentran haciendo fila para respuesta de la UPME, serán revisados y ratificados por la UPME. Con lo cual concluyo que, aunque esté registrado el proyecto, puede salir o quedarse en la fila el proyecto. Todo dependerá de la evaluación que realice la UPME. El punto es que si el proyecto sale de la fila debe asumir las reglas de los nuevos costos.

Para finalizar, no es cosa que sorprenda que la información tenga un valor, mucho menos que se debe pagar por ella, lo que merece atención y cuidado es cuánto se cobrará por esa información. Pero eso será tema de otro artículo. Por ahora, mi mensaje es que se fortaleció la monetización del proceso de conexión de activos o unidades de generación de energía eléctrica.

 

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De cara a la subasta el Gobierno de Ecuador convoca a inversores de proyectos energéticos renovables

Sin lugar a dudas, el Acuerdo de París ha venido a empujar el proceso de eliminación gradual de las emisiones de gases de efecto invernadero. A aquello no fue ajeno Ecuador, país que supo entrar dentro del proceso de descarbonización a un ritmo acelerado. Un ejemplo de ello es que este país tiene más del 91% de suministro de energía limpia en la actualidad. 

Para su ministro de Energía y Recursos Naturales No Renovables, René Ortiz, la electricidad juega hoy el papel principal para los mercados por encontrarnos en un contexto de dependencia masiva de este servicio. 

Y al conjugar la necesidad de descarbonización con la de electricidad no se debería ignorar a las energías renovables. 

“Todo el concepto de energías renovables se materializa como manufactura de los recursos naturales como el sol, el viento y el agua -así como otras fuentes- para convertirlas en electricidad. Ahí está la respuesta”, reflexionó René Ortiz.

Durante su ponencia magistral para el Instituto de las Américas,el ministro reafirmó el compromiso durante su gestión por el desarrollo de estas alternativas de generación, fundamentalmente con una apertura al sector productivo privado. Allí, estaría la clave para continuar reforzando la matriz energética nacional.

“Hemos dado un paso gigantesco en energías renovables particularmente en los dos últimos meses mediante la adjudicación de proyectos enormes a compañías privadas internacionales y a tarifas competitivas”, repasó el funcionario de Gobierno.

Ortíz se refería al proyecto fotovoltaico El Aromo (200 MW) y el eólico Villonaco II y III (110 MW). Pero aquello no sería todo, también se abrió la convocatoria para el parque Conolophus (14,8 MWp en fotovoltaica y 40,9MWh en almacenamiento) y se plantearon las bases para un nuevo bloque de ERNC a licitarse este año bajo un Proceso Público de Selección (PPS).

¿Porqué se abren todas estas convocatorias al sector privado? El ministro respondió: “El sector público ha agotado toda su capacidad financiera y ya no lo puede hacer, ya no puede intervenir en este tipo de desarrollos del sector energético renovable no convencional e hidráulico en grandes cantidades”.

Sobre aquel último punto, se hace referencia en el Plan Maestro de Electrificación, que contempla en su proyección de expansión de generación entre 2022 y 2027 más de 2000 MW provenientes de hidroeléctricas.  

Aquellos megaproyectos hidroeléctricos “son para traer inversionistas extranjeros porque no existe capacidad interna para hacer estos proyectos de gran tamaño. Pero esto no quiere decir que nosotros no tengamos cuencas pequeñas en dónde se puedan ubicar proyectos de menos de 50 MW”. 

Retomando el tema de la apertura del gobierno al sector privado Ortiz concluyó que “todo el concepto de desmantelamiento del estado monopólico, de predominio de la empresa estatal, ha ido cambiando. El sistema hoy lo demuestra, (incluir al sector privado) está funcionando”.   

Y concluyó: “Estamos promoviendo más y más. Y la forma de promoverlo es con seguridad jurídica. Hay que hacer honor a los contratos. Los contratos anteriores se firmaron con unas reglas y hay que hacerles honor. El gobierno así da la seguridad jurídica para que los inversionistas se sientan confiados de que no les van a cambiar las reglas del juego. Así, estamos caminando”. 

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Corrientes a dos puntas: más generación distribuida y grandes proyectos de biomasa y energía solar

Corrientes avanza con proyectos de energías renovables, tanto grandes proyectos de biomasa y sistemas fotovoltaicos, las dos fuentes principales que tiene la provincia, como así también en generación distribuida. 

Es este último aspecto, según informó Arturo Busso, Secretario de Energía de Corrientes, a Energía Estratégica, hoy en día la provincia cuenta con seis o siete pedidos de reserva de potencia en sistema de gestión centralizado, de los cuales tres están operando. 

Ellos son una estación de servicio con una potencia de 25 kW, un sistema privado de 5 kW y el restante, también privado, de 4 kW instalados. 

En lo que respecta a proyectos mayores, ya tiene en funcionamiento a dos centrales de biomasa adjudicados en el Programa RenovAr. Una en Santa Rosa, polo maderero de la provincia, con 15 MW de potencia instalada. Mientras que la otra se ubica en Gobernador Virasoro (40 MW), perteneciente a Fuentes Renovables de Energía SA (FRESA) y con proyecto de ampliar otros 40 MW.  

A dichos emprendimientos se suma un acuerdo entre la compañía Energía Correntina S.A. (ENCOR SA), que tiene por objetivo el desarrollo de las renovables en la región, con dos cooperativas para la realización de cuatro parques solares, con una potencia instalada total de 1 MW.  

Este proyecto se lleva a cabo bajo un contrato en esquema ⅔ – ⅓  con cooperativas de Bella Vista y Monte Caseros. Esto quiere decir que aportarán energía a la red administrada por dichas cooperativas. ⅔ de la generación se venderá a la cooperativa y ⅓ es de libre disponibilidad por parte de la misma. 

Bella Vista contará con dos parques de 200 kW cada uno, mientras que en Monte Caseros se construirá uno de 200 kw y otro de 400 kW. 

Además, ENCOR SA firmó un acuerdo con el Fideicomiso Santa Catalina, administrador del Parque Industrial Santa Catalina, donde el parque cede un predio de treinta hectáreas para el desarrollo de emprendimientos de generación con energía renovable.  

“Más allá de la firma, en estos momentos se busca y habla con potenciales inversores. El esquema al que se debe acudir es PPA, dado que no tenemos posibilidad a nivel nacional porque las convocatorias del Programa RenovAr se descontinuaron”, aclaró el funcionario. 

Al respecto de las licitaciones públicas de dicho plan, Busso aseguró que “hay interés en desarrollar las renovables, aunque todavía no pasa de expresiones de buenas intenciones”. 

“Habrá que ver qué pasa con la disponibilidad de energía en caso de caer algún contrato, si queda liberada a que un posible inversor pueda presentar una oferta. Son definiciones que tendrá que tomar el Gobierno Nacional a través de la Secretaría de Energía”, agregó.  

El desarrollo de la biomasa es otro de los puntos que preocupa al Secretario de Energía de Corrientes, debido a que actualmente se encuentra en un plano “más difícil de concretar si no es asistida con proyectos o programas nacionales”, a pesar de los beneficios adicionales que tiene frente a una fuente intermitente. 

“La biomasa está muy limitada por los costos intrínsecos a que exista una política nacional de incentivar la generación a partir de esa fuente. No veo mucho avance, por lo que este año será de definición”. 

“Las expectativas quedan supeditadas al desarrollo de las renovables, que necesitan un marco de política energética nacional y provincial”, señaló el Secretario. 

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Récord de 15 GW: Los pedidos de aerogeneradores aumentaron 74% en 2020

A pesar de la pandemia en curso, tanto los pedidos en tierra como en el extranjero experimentaron un aumento en las ventas. Los países europeos ordenaron 8,2 GW de turbinas eólicas terrestres, un aumento del 13% en comparación con 2019. Los pedidos de eólica marina se multiplicaron por seis en comparación con el año anterior a 6,4 GW.

Los 104 pedidos provinieron de 19 países diferentes durante el año. El Reino Unido ordenó la mayor capacidad de aerogeneradores con 4,4 GW, seguido de los Países Bajos con 2,4 GW y Suecia quedó en tercer lugar con 1,4 GW.

Suecia ordenó la mayor cantidad de turbinas terrestres, seguida del Reino Unido y los Países Bajos. Para el offshore, el Reino Unido ordenó la mayor capacidad seguido por los Países Bajos. Francia y Alemania son los otros países que han pedido una cantidad significativa de turbinas marinas, pero el estancamiento de la expansión de la energía eólica en ambos países llevó a pedidos más bajos que en años anteriores.

El Monitoreo completo de pedidos de turbinas eólicas de WindEurope 2020 contiene detalles adicionales sobre nuevos pedidos de fabricantes de turbinas eólicas, modelos de turbinas, potencias medias y especificaciones de turbinas. WindEurope Wind Turbine Order Monitoring 2020 solo está disponible para miembros de WindEurope.

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TCI Gecomp anuncia proyectos de hidrógeno verde y energías renovables en Latinoamérica

TCI GECOMP, empresa creada en España y dedicada al diseño y construcción de plantas de energías renovables en varios países de Europa y América Latina, realizará una importante inversión en el sector de las energías limpias en Chile. 

Mario Gómez, quien es CEO de la entidad, además de Director de H2 Chile, la Asociación Chilena del Hidrógeno y miembro de la Asociación Española del Hidrógeno, brindó información sobre el rol del hidrógeno en dicho país, los proyectos a futuro y la fuerte apuesta que plantea TCI GECOMP. 

¿Cuál es el rol del hidrógeno en Chile?

Hay un tremendo interés en la economía del hidrógeno, soportado por varios factores que confluyen en un clima de optimismo y esperanza para convertir al país en líder mundial en la producción de hidrógeno verde. 

El principal factor es el trabajo de personas que llevan años apostando por esta tecnología. La Asociación Chilena del Hidrógeno, H2 Chile, a la cabeza, junto al Club de Innovación y el apoyo decidido del Gobierno, por convertir el hidrógeno en el nuevo cobre del país. 

Ello transforma a Chile en caso de estudio y ejemplo para muchos países que quieran aprovechar el nuevo modelo energético basado en el hidrógeno.

En el país hay proyectos de diferente rol, desde la producción de hidrógeno para fertilizantes, movilidad, explosivos, amoniaco, como combustible en diferentes procesos térmicos y químicos hasta la utilización del hidrógeno verde para almacenamiento de energía eléctrica.

¿Qué proyectos tienen en carpeta o en desarrollo desde TCI?

Queremos implantarnos como una de las mayores empresas de desarrollo y generación de hidrógeno verde en el mundo, intentado estar en toda la cadena de valor. Como ingeniería y consultoría tenemos contratados proyectos en Europa, África, Latinoamérica y abriendo el mercado en Japón. 

En España promovemos diez proyectos de generación de hidrógeno verde para movilidad mediante energías renovables, uno para fabricación de amoniaco. 

En Argentina estamos estudiando las posibilidades de la Patagonia y su potencial eólico para la obtención de hidrógeno. Y como consultoría nos encontramos en el diseño de la estrategia de hidrógeno verde para la compañía uruguaya-argentina Buquebus.

En Chile, por su parte, existe un proyecto de investigación, financiado por la Unión Europea, para el uso de electrolizadores con desalación de agua directa. 

Es un emprendimiento de generación de energía renovable e hidrógeno para la movilidad de cargas pesadas. Mientras que como consultoría contamos con tres proyectos de generación de hidrógeno asociadas a plantas fotovoltaicas menores de 3 MW para diferentes usos.

¿Cuál es su proyecto más ambicioso en este momento?

En Antofagasta, zona norte de Chile, desarrollamos un proyecto ambicioso de generación de hidrógeno verde llamado HOASIS. Se enmarca dentro de las necesidades futuras de consumo de hidrógeno verde para la zona donde se ubica, insertando un nuevo concepto de economía circular y creación de sinergias laterales.

HOASIS proyecta la mayor planta fotovoltaica del mundo en el lugar de mayor radiación solar del planeta, con una potencia instalada de 3 GW, asociada a una instalación de electrolizadores de 2,1 GW capaces de producir 102.000 toneladas de hidrógeno al año para dar servicio a los diferentes clientes de la región.

HOASIS podría suministrar el 100% del consumo de hidrógeno de la minería de Antofagasta en su proceso de descarbonización, estimado en más de 50.000 toneladas de H2 al año solo en el consumo de los grandes camiones CAEX. 

También tiene capacidad para la producción de 250.000 t/año de amoniaco mediante la instalación de una planta industrial y 440.000 t/año de Urea, que podría abastecer el 82% del consumo de Chile de este producto, actualmente 100% importado.

Proyecto HOASIS

Proyecto HOASIS – TCI prepara una de las mayores inversiones en las energías renovables

Otros clientes serían las hidrogeneras destinadas a la movilidad de cargas pesadas y de pasajeros, las industrias cementeras y químicas de la zona, además de tener capacidad para inyectar un porcentaje de H2 en las redes de gas existentes en la zona.

Pero HOASIS es mucho más. Para acelerar la confluencia con los precios competitivos, el proyecto propone crear una industria paralela que reciba servicios de la actividad principal, que en otros proyectos serían desechados. 

Hablamos del oxígeno, calor y energía eléctrica residual. Con estos ingredientes TCI diseñó un complejo sistema de Simbiosis Industrial, en el que se incluye la construcción de piscifactorías integradas en el sistema de Acuaponía asociadas a la creación de un área de cultivo en invernadero de 2.000 hectáreas. 

Siguiendo la traza de los productos, se creará una industria de manipulado y conservación de productos de invernadero y una planta de reciclaje de residuos agrícolas para generar energía eléctrica y calorífica además de compostaje para utilizar en otra área de cultivo de pistacho.

Este proyecto nació para demostrar que las previsiones de bajada de precios del hidrógeno estaban erradas y que, al igual que sucedió con las energías renovables, la exponencialidad del avance tecnológico y de la escalada industrial hará posible una economía basada en el hidrógeno varias décadas antes de lo previsto, hace tan solo unos meses.

¿Se puede pensar en una industria del hidrógeno para comercio internacional hacia 2030?

Ese objetivo puede llegar mucho antes, nos lo dice la evolución de los índices de precios objetivos del hidrógeno verde, que en tan solo doce meses han recortado su objetivo para el 2050 en quince años.

La industria marítima incluso o de transporte aéreo ya tienen proyectos de uso del hidrógeno en sustitución de los combustibles fósiles.

Chile tiene una previsión de negocio en hidrógeno de cinco billones de dólares para el 2025. Y para el 2030 ya tener una cifra de negocio en exportación de hidrógeno de dos billones y medio de dólares.

Por ejemplo, con la capacidad de producción de amoníaco de HOASIS a precios proyectados en su puesta en marcha, supondría un valor de exportación de unos cien millones de dólares anuales derivados del hidrógeno. 

A esto, por el valor añadido del proyecto, hay que considerar una producción agrícola de aproximadamente sesenta millones de dólares anuales más la producción de salmón por determinar.

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Inminente lanzamiento de la subasta de almacenamiento de energía con baterías en Colombia

Según pudo saber Energía Estratégica, la UPME está ultimando detalles para su lanzamiento. La obra, de 50 MW, tendría que estar terminada en junio del año 2022, de acuerdo a los prepliegos de licitación.

Cabe recordar que este proyecto de acumulación eléctrica a través de baterías de gran envergadura (por una potencia de 50 MW) en la ciudad de Barranquilla, Departamento Atlántico, busca estabilizar deficiencias del sistema eléctrico de esa zona, donde con cierta frecuencia suelen darse apagones.

A pesar que el lanzamiento de la subasta se demoró más de lo pretendido por las autoridades gubernamentales, es probable que la fecha límite de entrada en operación del proyecto no sea modificada y quede para el 30 de junio del año 2022.

Hemberth Suárez Lozano, socio fundador de OGE Legal Services, explica que UPME socializó los principales aspectos a tener en cuenta para el contexto energético colombiano durante el período 2020-2050.

  • Existen 3 retos que serán metas que son: la descentralización, descarbonización y la digitalización energética.
  • Creación de nuevos agentes.
  • Convergencia fomentando la participación ciudadana y así generar un sector incluyente.

El proceso

El 18 de mayo del año pasado, el Gobierno de Colombia publicó los prepliegos de licitación (ver documentación) de la SAEB. Lo sometió a consulta pública hasta el 19 de junio pasado, donde participaron 56 empresas con más de 600 comentarios.

Este proyecto será el primero de Colombia (y de Latinoamérica) donde se haya instalado un conjunto de baterías por 50 MW para estabilizar el sistema eléctrico de una zona.

¿Con renovables?

Durante este último tiempo, a nivel mundial, se están desarrollando proyectos de energías renovables no convencionales, como energía eólica o solar fotovoltaica, con soporte de baterías.

En ese sentido, ¿el proyecto que está diseñando Colombia podría complementarse con renovables de este tipo? En una entrevista concedida a Energía Estratégica en septiembre del año pasado, Miguel Lotero, Viceministro de Energía de Colombia, consideró que sí.

“Creemos que nuestra red puede obtener muchísimos beneficios con la entrada de renovables y el aporte de los sistemas de almacenamiento”, destacó el funcionario.

Y se comprometió: “a partir de este proyecto, creemos que hay que seguir avanzando y que los sistemas de almacenamiento juegan un papel importantísimo en la incorporación de renovables: sobre todo porque mitigan la variabilidad”.

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Opinión: La CRE no picha, ni cacha, ni deja batear

Desde el inicio de la pandemia por el virus COVID-19 los participantes privados en los mercados de hidrocarburos y electricidad han visto progresivamente retrasos mayores a los acostumbrados por parte de la Comisión Reguladora de Energía en la contestación de trámites, y es que la epidemia les ha caído “como anillo al dedo” para favorecer a dos competidores PEMEX y CFE.

El pasado lunes 18 de enero del 2021, se publicó un acuerdo en el Diario Oficial de la Federación (DOF) donde se suspenden los plazos (obligatorios por ley) de dar respuesta a los trámites que impulsan el dinamismo económico, como, por ejemplo, la obtención de permisos y registros para hidrocarburos y electricidad.

La CRE se reserva el derecho a cumplir con los plazos y términos que ellos consideren necesarios y por supuesto los indispensables son y serán los de CFE y PEMEX.

El Acuerdo de suspensión de actividades estará en vigor hasta que las autoridades en materia de salud consideren que es seguro volver a la “normalidad”.

Claramente es una evasiva para retrasar a los particulares privados y una estrategia política para impulsar las reformas que pretenden eliminar la autonomía de los Órganos Reguladores en Materia Energética.

Todo México se encuentra luchando, innovando y resolviendo los nuevos retos del trabajo en el contexto de la pandemia, ¿No debería la CRE estar enfocado en lo mismo? 

Fácilmente podrían estar trabajando desde sus hogares, utilizando todas las herramientas tecnológicas para cumplir con su deber y respetar el legítimo esfuerzo de los particulares.

Y es que no es exclusivo de la CRE, también la Secretaría de Energía (SENER) “suspendió plazos y términos” desde el inicio de la pandemia, y el pasado 18 de enero un juzgado le otorgó la suspensión en favor de un permisionario en el que obliga a la SENER a definir y estudiar el otorgarles o no nuevamente la renovación de sus permisos de importación de combustibles.

6 meses de juicio para que la autoridad judicial se defina sobre un acto que es claramente arbitrario y en contra de la libre empresa y la libertad de emprender en México.

La ventaja de dicha resolución del juzgado es que abre una posibilidad a todos los que se encuentren en situaciones similares con la CRE, ya que, si todo México está en un esfuerzo nunca antes visto por continuar virtualmente con el dinamismo económico, lo debido es que la autoridad haga lo mismo.

La CRE, para los permisionarios y usuarios funciona a través de su Oficialía de Partes Electrónicas (OPE), muy pocas veces o casi nunca se interactúa con el personal administrativo. Todo es digital y virtual, únicamente hay contacto cuando se entrega la documentación original que soporte la presentada digitalmente. ¿No sería más fácil un procedimiento de desinfección de los expedientes? ¿O ampliar los plazos y términos de respuesta?

En realidad, no existen pretextos para frenar los plazos y términos que demanda la Ley a la CRE, únicamente la intención de paralizar a la competencia de CFE y PEMEX, dos empresas que en sus últimos dos, han resultado en pérdida de ingresos e impuestos de todos los mexicanos.

Si a esto se le suma las intenciones por parte del Gobierno Federal de centralizar las instituciones. Todo hace sentido.

Y en ese punto, existe una gran diferencia entre Estado y Gobierno.

Como generación, toca defender a las Instituciones del Estado contra el poder y las intenciones centralistas del Gobierno Federal.

En México ha costado esfuerzos enormes de generaciones completas para lograr la autonomía de los organismos y su funcionamiento institucional, por ejemplo, el Banco de México, El Instituto Nacional Electoral, solo por mencionar algunos. Todas criticables en su desempeño al igual que el Gobierno. Pero ambos indudablemente son pilares fundamentales de la economía y la democracia mexicana.

Esto se da en medio de la trama electoral más importante en la historia de México, volviéndose fundamental el uso del voto para la legítima defensa de las Instituciones y no permitir que se las lleve el “diablo” y que el mismo, nos regrese al siglo pasado, al México de un solo hombre, de un solo partido.

Si a esto le sumamos el despido injustificado de más de 200 trabajadores que formaban parte del equipo, se mandan señales de ineficiencia e ineficacia viendo que conviene detener y que no en favor de CFE y PEMEX.

La CRE es un organismo que tiene superávit en sus ingresos por parte de los permisionarios que anualmente cumplen con su pago de derechos y aprovechamientos para su correcta operación.

Es decir, la CRE no es uno de esos organismos costosísimos y neoliberales que saquean a la nación.

Lo que, si es que es el encargado de regular los mercados y sus a participantes incluidos CFE y PEMEX, no para beneficiar a unos y otros, por eso su autonomía, para equilibrar el libre mercado y la competencia. 

Actualmente existen movimientos por parte de la sociedad civil organizada por salvaguardar y defender la autonomía de la CRE. 

Pero todos los días vemos un gran esfuerzo por desmantelarla poco a poco. Si le quitan los pelos a la burra de uno en uno, seguro que no rebuzna.

La CRE es un Organismo Autónomo enfocado en crear las condiciones para que la sociedad pueda generar riqueza y bienestar a través de los recursos energéticos de nuestro país de forma ordenada. 

Se limita el accionar de los monopolios públicos para favorecer el crecimiento del sector. 

En otra entrega se hablará sobre la inmoralidad y deslealtad de los monopolios en los negocios al eliminar la competencia de facto y quitar excedentes a los consumidores.

El empresariado mexicano siempre defenderá, impulsará y representará los legítimos intereses y derechos de las PYMES para que los mexicanos cuenten con una CRE realmente autónoma en la toma de decisiones. 

Enfocada en el beneficio de la libre competencia, limitando las prácticas monopólicas de la CFE y PEMEX.  A México no le sirven barreras de entrada para nuevas empresas que apuestan su capital para lograr la creación de más y mejores oportunidades de empleos dignos.

En los últimos dos años todo lo privado es abusivo y lo público benévolo. Esta administración federal no se da cuenta de quienes son los que generan la riqueza y las oportunidades de trabajo para el pueblo “bueno y sabio”.

Repito una frase de Winston Churchill que explica y resume la visión del Gobierno Federal “miran al empresario como un lobo depredador que hay que abatir, otros los consideran como a la vaca que hay que ordeñar y muy pocos lo ven como el caballo que tira del carro”.

Durante la peor crisis en la historia de México se siguen experimentando acciones contrarias al trabajo de los mexicanos, “ni pichan, ni cachan, ni dejan batear”. No ha habido apoyo en términos fiscales y laborales en lo más mínimo para salvar los empleos perdidos por la pandemia.

Los esfuerzos deben de estar enfocados en la recuperación económica que solamente es viable a través del empresariado.

Este año, los mexicanos tienen la oportunidad de manifestar a través de su voto, el proyecto de nación que impulse a México a sus niveles reales de bienestar económico y social en las elecciones más grandes de su historia.

Por lo que se hace la invitación a tener vigente la credencial de elector e incitar a más mexicanos a que se involucren en las propuestas de los candidatos y hagan valer su derecho a votar.

México no es un país de un solo hombre e históricamente eso limitó que México alcanzara su verdadero potencial económico y social. La actual Administración Federal debe de favorecer el equilibrio en las democracias para su buen funcionamiento, objetivo principal de las instituciones autónomas del Estado y no del Gobierno.

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¿Cómo funcionarán este año los certificados de energías limpias en México?

Como ya se ha visto en las últimas semanas, las renovables continúan por un camino marcado de obstáculos en México. Las medidas tomadas por la administración actual, el cambio de Gobierno en Estados Unidos y las próximas elecciones federales en el país generan incertidumbre en el sector. 

Por un lado están las empresas privadas que quieren generar con energías renovables. Y por otro lado el gobierno busca rescatar centrales que operan con fuentes fósiles y que manejan políticas que limitan la entradas de nuevas energías limpias, según especialistas del ámbito.  

Alberto Campos, Energy Manager en Edison Energy, dialogó con Energía Estratégica y analizó la situación actual en México en materia de renovables y los Certificados de Energías Limpias (CEL), es decir, los títulos emitidos por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) que acreditan un monto determinado de producción de energía eléctrica a partir de energías limpias.

“El mercado de CEL està porque finalmente hay una obligación para 2022. El año pasado tendría que haber salido la obligación para 2023, pero no salió, argumentando que había y continúa una pandemia”, explicó. 

Sin embargo, la asunción de Joe Biden a la presidencia de Estados Unidos podría modificar las reglas del juego de manera positiva para las renovables debido a que “hasta el miércoles pasado las políticas energéticas de México y Estados Unidos estaban alineadas en el mismo sentido, dado que Donald Trump no era pro energías renovables ni creía en el cambio climático”. 

“Ahora, con el gobierno de Joe Biden, que está muy enfocado en las renovables, debemos ver un cambio. También creo que se buscará que se respeten las inversiones extranjeras”, aseguró Campos. Es decir, que se acaten los términos dado que hay muchos negocios de EEUU y se les está poniendo trabas. 

Cabe recordar que Andrés Manuel López Obrador en varias ocasiones aclaró el apoyo, fomento y potenciación a las centrales hidroeléctricas del país, que en su mayoría son parte de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y pocas privadas. 

“Si se repotencian esas centrales en términos de lineamientos, podrían obtener certificados de energías limpias, lo que derivaría en mayor producción y en la disminución del precio del CEL, que hoy en día está entre 10 y 12 dólares”, afirmó el Energy Manager en Edison Energy. 

Sin embargo, también destaca que “cada año el requisito incrementa, entonces implica un aumento de la demanda de certificados”.

Y calcula que “el precio irá bajando un poco este año”.

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Trina Solar aportará módulos fotovoltaicos «Parque Solar Girasol», uno de los más grandes del Caribe

Trina Solar, proveedor líder mundial de soluciones integrales de energía inteligente y fotovoltaica, anunció su participación en la construcción del Parque Solar Girasol de República Dominicana, que será uno de los más grandes del Caribe. La compañía proveerá 268,200 módulos TSM-DEG17M de 430/450 Watts de doble cristal a la instalación, que tendrá una capacidad total de 120 megawatts y cuyo inicio de operaciones se proyecta para marzo de 2021. El desarrollo de la central está a cargo de la Empresa Generadora de Electricidad Haina, S.A. (EGE Haina), la cual adjudicó los servicios de construcción, ingeniería y abastecimiento a la española Elecnor.

En el ambiente húmedo y caluroso de República Dominicana, en la provincia de San Cristóbal, municipio Yaguate, se desarrolla el este parque solar con una inversión de parte de EGE Haina que ronda los 100 millones de dólares.

El nombre del proyecto Parque Solar Girasol se definió así para hacer referencia al sistema de rastreadores solares (también llamados trackers) con que contará. Estos seguidores giran 104 grados durante doce horas al día en función del desplazamiento del sol, para garantizar un mayor aprovechamiento de su radiación, lo que se traducirá en un aumento de la capacidad efectiva de la planta.

La instalación estará compuesta por 268,200 módulos fotovoltaicos, 28 inversores de 3.8 megawatts cada uno y rastreadores solares. Se espera que en su primer año de operaciones el Parque Solar Girasol produzca alrededor de 240,000 megawatts hora, lo que equivale a proveer de energía eléctrica a 130,000 hogares dominicanos.

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“Poder participar de un proyecto de esta magnitud, aportando nuestra tecnología de vanguardia nos da mucho orgullo”, afirma Álvaro García-Maltrás, Director General para América Latina y el Caribe de Trina Solar,  “tomando en cuenta que las condiciones locales de temperatura y humedad son un gran reto para el mismo. Este es el mayor proyecto de la isla pero no será el último, atendiendo  a la información compartida por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), podría alcanzar tres Terawatts por hora, a partir de una capacidad instalada total de 1.9 Gigawatts que se tiene contemplada hacia 2030”.

”Para elegir los módulos fotovoltaicos del proyecto, éstos fueron sometidos a un proceso de precalificación por parte de EGE Haina y de acuerdo con el resultado obtenido, el producto TSM-DEG17M de 430/450 Watts de Trina Solar fue seleccionado por ofrecer una alta eficiencia de 20.4%, combinada con tecnologías de doble vidrio, garantizando un largo ciclo de vida y mayor generación de energía, lo que aumenta la confiabilidad y resistencia del producto en ambientes más extremos”, señala José A. Rodríguez, Director de Desarrollo de EGE Haina. El nuevo parque solar forma parte del plan estratégico de esta empresa que se propone desarrollar 1,000 megawatts de capacidad de energía renovable al 2030.

El proyecto Girasol generará cientos de empleos en su fase de construcción. Además de contribuir al desarrollo sostenible de las comunidades donde tiene presencia EGE Haina, colaborando con las autoridades e instituciones locales en proyectos como centros de atención primaria de salud, canchas deportivas, parques recreativos, y aportaciones a hospitales y organismos de socorro de la zona.

“Nuestro compromiso es con una vida más sustentable. Estamos invirtiendo cada vez más en Investigación y Desarrollo para seguir contribuyendo con nuestra tecnología para el futuro de la energía”, finaliza García-Maltrás.

Acerca de Trina Solar (688599. SH)

Fundada en 1997, Trina Solar es el proveedor líder mundial de soluciones integrales de energía inteligente y fotovoltaica. La empresa se dedica a los rubros de Productos Fotovoltaicos, Investigación y Desarrollo, Fabricación y Ventas; Desarrollo de Proyectos Fotovoltaicos, Ingeniería, Suministros y Construcción (EPC), Operaciones y Mantenimiento (O&M); Desarrollo y Ventas de Sistemas Complementarios Inteligentes de Microredes y Multienergía, así como Operación de la Plataforma de Nube de la Energía.

En 2018, Trina Solar lanzó la marca Energy IoT (Internet de las Cosas Energéticas), estableció la Alianza de Desarrollo Industrial Trina Energy IoT junto con empresas líderes e institutos de investigación en China y en todo el mundo, y fundó el Centro de Innovación Industrial New Energy IoT. Con estas acciones, Trina Solar se compromete a trabajar con sus socios para construir el ecosistema de IoT de energía y desarrollar una plataforma de innovación para explorar New Energy IoT, mientras se esfuerza por ser un líder en energía inteligente global. En junio de 2020, Trina Solar cotizó en el Mercado STAR de la Bolsa de Valores de Shanghai. Para más información, visite https://www.trinasolar.com/lac  

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El fabricante chino GoodWe confirma su desembarco al mercado de baterías de litio

En 2010, muy pocos profesionales de la industria solar habían oído hablar del nombre ‘GoodWe’. Sin embargo, en menos de una década, la compañía se ha convertido en una potencia icónica en la industria del almacenamiento solar en rápida expansión.

El Dr. Javier González Garza, de GoodWe México comentó sobre el movimiento de la empresa.

“Nuestro éxito en Europa, donde la demanda de inversores de almacenamiento es alta, se replicará en toda América Latina, donde se espera que el mercado crezca de manera constante durante los próximos cinco años», expresa.

Y agrega que «estamos clasificados como número uno a nivel mundial en términos de volumen de ventas de inversores de almacenamiento solar, por lo que nuestra entrada en el segmento de baterías fue un movimiento que algunos analistas habían anticipado, ya que representa una progresión natural en la trayectoria de la compañía para convertirse en un líder en tecnología limpia ”.

Desde su cotización en bolsa en septiembre, la compañía ha anunciado grandes inversiones en nuevas instalaciones de producción, centros de I + D y aplicaciones de gestión de energía mientras se prepara para desarrollar productos innovadores que se espera que sean noticia en 2021.

La reciente entrada en el segmento de baterías, ahora convierte a GoodWe en un competidor temido en la industria de almacenamiento solar, así como en proyectos de energía más grandes en Latinoamérica con su arsenal de productos que ahora rivaliza con los nombres más importantes de la industria.

Para saber más visite: https://en.goodwe.com/news/198-introducing-goodwe-lynx-home-battery-series.asp

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Hidroeléctrica + distribuida: la combinación que promete crecimiento de las renovables en Ecuador

La combinación de grandes hidroeléctricas con pequeñas instalaciones de generación distribuida renovable sería una alternativa interesante por explotar en Ecuador. Así lo consideró Eduardo Rosero, presidente de la Asociación Ecuatoriana de Energías Renovables y Eficiencia Energética (AEEREE).

“Tenemos la ventaja de la flexibilidad de un sistema hidroeléctrico robusto que alcanza de momento una cobertura entre el 85 y 90 % a nivel nacional”, introdujo el titular del gremio ecuatoriano más representativo de las ERNC.

Desde la lectura de este referente empresario, aquella capacidad hidroeléctrica podría ser el apoyo perfecto para un crecimiento ininterrumpido de las energías renovables variables, fundamentalmente aquellas que no requieren de inversiones adicionales en infraestructura y que están en los lugares de consumo: la generación distribuida.

“Toda la generación distribuida por fuentes renovables ayudarán al almacenamiento de agua en los embalses hidroeléctricos para que este potencial pueda ser usado posteriormente en la hora pico a un costo mucho menor que si usásemos energía térmica en el mismo período de tiempo”, reflexionó.

¿Las energías renovables podrán seguir aumentando en Ecuador bajo aquella lógica? Sí, inclusive la planificación del Gobierno a largo plazo podría coincidir con el crecimiento del mercado renovable en utility scale y segmento de generación distribuida. 

Esta alternativa propuesta va en línea con la descarbonización de las economías tan reclamada para esta década que comienza.  

Dentro del Plan Maestro de Electrificación, ya están previstos 2000 MW de potencia provenientes de hidroeléctricas que deberían iniciar operación comercial entre 2022 y 2027. 

Sobre aquellas, Eduardo Rosero tuvo sus recaudos al apoyarlas.

“En la última década se realizaron importantes inversiones por parte del Estado para aumentar la capacidad instalada hidroeléctrica y estas significan un enorme esfuerzo del presupuesto general del Estado y compromisos de deuda a largo plazo que no están contemplados en la fijación del costo normativo o pliego tarifario vigente”, advirtió.

Y ejemplificó: “tomando la documentación de la extinta Agencia de Regulación y Control de la Electricidad del año 2018, en donde la dirección de regulación económica de la Agencia determinó en su análisis que para el año 2018, la diferencia monetaria entre el costo total real de la electricidad vs. costo normativo aprobado para ese año era de 1250 millones de dólares”. 

“Es decir, la tarifa normativa vigente de 9.25 ctv/kWh en ese año fue subvencionada en alrededor de 6 ctvs/kWh y su costo real debería estar 15,4 ctvs/kWh, esto es cuando se incluyen todos los costos de inversión para expansión, costos variables de producción de centrales térmicas sin subsidios, costos de financiamiento, capital e intereses de los créditos adquiridos para la expansión de la generación, que son cargados directamente en el Presupuesto General del Estado y pagados por el Ministerio de Finanzas.

Si se toman en cuenta estos valores reales que el estado está incurriendo para dotar de electricidad al país, entonces es lógico que se priorice a la Generación Distribuida y más si es por fuentes renovables no convencionales como posibilidad de expansión y modelo de negocio exitoso involucrando la participación e inversión del sector privado. La generación distribuida inclusive debería ser parte en la modelación en el plan maestro de electricidad y sus actualizaciones”.

De aquel análisis se desprende entonces que quienes podrían eventualmente acompañar la nueva generación hidroeléctrica a gran escala podrían ser pequeños techos solares distribuidos en todo el territorio nacional. Ahí todavía queda camino por recorrer, principalmente vinculado al marco regulatorio que promueva la generación distribuida. 

“Vemos con optimismo la intención del Gobierno y sus autoridades principales en impulsar las regulaciones de generación distribuida tanto para autoconsumo así como para inyección y comercialización en la red”.

“La Asociación contribuyó de forma activa en la formulación de observaciones para dichas regulaciones, algunas de las cuales han sido acogidas favorablemente por el equipo técnico que dirige la elaboración”, aseguró Eduardo Rosero

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Patricio Molina fue designado gerente de la federación de cooperativas eléctricas de Chile

Patricio Molina es Ingeniero Civil de Industrias, especialidad en Ingeniería Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de Chile y cuenta con un Magíster en Ciencias de la Ingeniería, especialidad en Sistemas Eléctricos en la misma casa de estudios, además de un Diplomado en Energías Renovables No Convencionales en la Universidad de Chile.

El profesional cuenta con más de 22 años de experiencia en el sector eléctrico, adquirida mediante funciones desarrolladas, tanto en las empresas Compañía General de Electricidad S.A. (CGE), Empresa Eléctrica Emec S.A. (EMEC) y Compañía Nacional de Fuerza Eléctrica S.A. (CONAFE), como en los organismos públicos Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) y Comisión Nacional de Energía (CNE), lo cual le han permitido contar con sólidos conocimientos técnicos y económicos en las diversas temáticas de los distintos segmentos del sector eléctrico (Generación – Transmisión – Distribución).

De igual forma, ha participado y liderado varios proyectos y equipos de trabajo en diferentes ambientes y niveles de exigencia.

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RedEG y ACERA presentan alianza por iniciativa de equidad de género, diversidad e inclusión

La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento, ACERA AG., tiene un compromiso con la equidad de género, la diversidad e inclusión. Es por esto que cuando la RedEG presentó el HUB EG DI (Equidad de género, diversidad e Inclusión) no dudó en sumarse y concretar una alianza de colaboración con la iniciativa.

Una de las acciones definidas para ampliar el conocimiento sobre la iniciativa, fue la presentación del HUB a las socias y socios de ACERA, además de otras empresas de la industria relacionadas con la materia. Al respecto, la directora ejecutiva de RedEG, Lilian Denham Martini, comentó que “estamos muy felices de convocar al sector de las energías renovables para fortalecer las diversas iniciativas en materia de género, e incentivar a las futuras generaciones para que formen parte de la actividad Industrial Regional”.

Esta iniciativa es el ecosistema social, económico y empresarial de la RedEG, diseñado como acelerador de soluciones y acciones transformadoras a nivel nacional, donde diversos actores se unen para implementar iniciativas de alto impacto y dar respuesta a los desafíos y desigualdades que experimentan las personas de los grupos de la diversidad y acorde a cada región del país, agrupados por Zona Norte, Zona Central y Zona Sur. Siendo el primero con foco en la región de Antofagasta.

El HUB, que busca visibilizar el valor de la mujer y los grupos de la diversidad, también contó con la participación del director ejecutivo de ACERA, Carlos Finat y un saludo al cierre del seremi de Energía de la región de Antofagasta, Aldo Erazo.

“Es valorable la alianza que concretan ACERA y RedEG, orientada a generar el primer HUB de equidad y diversidad que permitirá generar acciones como la creación de la red regional de profesionales que contribuyen a fomentar y promover la partición femenina y grupos de la diversidad en industrias masculinizadas como lo es la energía, pero, además, considerando las capacidades y realidades de cada región. Felicito a ambas organizaciones por generar un trabajo sinérgico y proactivo por avanzar en materias tan significativas como lo es el género y la inclusión de la diversidad”, señaló el seremi.

Por su parte, el director ejecutivo de ACERA, Carlos Finat, comentó que “desde ACERA siempre hemos mantenido un compromiso más allá de las ERNC. Trabajamos por la sustentabilidad, por el cuidado del medio ambiente, la relación con las comunidades, como también por la equidad de género, la diversidad y la inclusión en la transición energética, por lo que esta alianza nos hace mucho sentido. Adicionalmente, creemos que es muy importante descentralizar el trabajo y expandirlo a regiones, sobre todo a una región tan relevante para la industria de las energías renovables como es la de Antofagasta”.

Este HUB es abierto a todas las empresas regionales que desean contribuir con acciones concretas en la agenda de Diversidad e Inclusión.

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Abinader confirmó que licitará cuatro parques de energías renovables este año en República Dominicana

La semana inició con buenas noticias para el sector de las energías renovables. En República Dominicana, el presidente Luis Abinader habló de las bondades de la tecnología y cómo ayudarán a impulsar el desarrollo sostenible de su país.

“Tenemos que seguir impulsando las energías renovables”, introdujo Abinader la noche del lunes durante la transmisión de Estamos Cambiando, un programa especial destinado a compartir con todos los ciudadanos novedades de su gestión de Gobierno.

En aquel espacio, los ciudadanos pudieron expresar sus inquietudes al mandatario y conocer en detalle las políticas que se llevarán a cabo próximamente.

Durante el segmento destinado a la industria energética, el empresario Luis Quiñones interrogó al presidente sobre los planes para energías renovables -solar principalmente- y sus proyecciones de intercambio de energía con Haití.

«Estamos en una licitación para agregar cuatro nuevos proyectos y, al mismo tiempo, con un fideicomiso privado invertir para mejorar las redes y que todas las energías renovables se puedan conectar en gran parte del país», respondió Luis Abinader.

Tal como indicó Energía Estratégica la semana pasada, República Dominicana discute las características de su licitación de 400 MW renovables. El nuevo adelanto que reveló el primer mandatario de este país ayer fue que serán cuatro proyectos eólicos y solares, que se darán a conocer en «estos días».

«Conjuntamente con eso estamos licitando hasta 1000 MW más en la zona norte», agregó el presidente mencionando los problemas de generación y las necesidades en Manzanillo y en Puerto Plata, que podrían ser cubiertas no sólo con renovables sino también con gas en este caso, así lo indicó el presidente.

Considerando la sobregeneración que podría producirse con la entrada de operación de nuevas centrales de generación. El Gobierno propone que en los momentos en los que haya baja demanda local y se produzcan excedentes, la energía eléctrica pueda despacharse a un vecino país.

«Vamos a estar disponibles con un fondo de compensación -que van a ser varios países- para venderle energía a Haití, si ellos así lo requieren», amplió.

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Plantean un nuevo camino regulatorio y financiero para la generación distribuida en Ecuador

En la actualidad, sigue vigente la regulación 003/18 (ARCONEL) denominada «Generación fotovoltaica para autoabastecimiento de consumidores finales de energía eléctrica». Sus modificaciones -sugeridas por referentes del sector público y privado el pasado año- todavía están en proceso de elaboración y aprobación por parte del Directorio de la Agencia de Regulación y Control de Electricidad.

Durante la Mesa Redonda sobre Energía en Ecuador, referentes empresarios propusieron mejoras regulatorias y financieras adicionales para impulsar a la generación distribuida en el país. 

En aquel evento organizado por Institute of Americas, se pronunciaron personalidades tales como Eduardo Rosero, presidente de la Asociación Ecuatoriana de Energías Renovables y Eficiencia Energética (AEEREE), Germán Chullmir, CEO de OREL Energy Group, y Elisa Figueroa, gerente de Ventas en la región andina para MAN Energy Solutions.

Por un lado, el titular del gremio empresarial más representativo de las ERNC consideró que hay algunas barreras plasmadas hasta en la Ley Orgánica de Servicio Público de Energía Eléctrica que impiden una mayor participación de generación privada desde el sector de la autogeneración y que se deberían corregir con una reforma normativa adecuada a las actuales circunstancias. 

Eduardo Rosero Rhea – AEEREE

Para ello, reflexionó que sería preciso “una actualización normativa que responda al avance tecnológico y que tome en cuenta también las circunstancias económicas actuales del país que determinan un modelo de negocio diferente”. 

Al respecto, llamó a considerar la posibilidad de incorporar instalaciones de unos 5 MW o 10 MW como sucede en países como Chile en los PMGD, pero en este caso a determinarse por lo que pueda avanzar en las redes de distribución locales y fundamentalmente que brinden tiempos más cortos para acceder a títulos habilitantes o que se le omitan algunos pasos burocráticos, como vemos que puede suceder con generadores exentos en México. 

En concordancia por lo expuesto por el presidente de AEEREE, Elisa Figueroa adicionó que algo que ha visto también en otros países además del hecho de que haya una regulación más definida para generación distribuida es que con un marco actualizado se abre la posibilidad no sólo de que los usuarios finales tengan generación propia dentro de sus instalaciones sino también transacciones bilaterales.

Aquello que se conoce en México como  «generación distribuida colectiva» sería posible en Ecuador cuando se apruebe una nueva regulación que lo permita. De acuerdo a la jóven profesional del sector energético, ese esquema de negocios también da apertura a tecnologías de medición inteligente para permitir precisamente que un generador que tenga en su sitio cerca de 1 MW y pueda compartir con otras instalaciones vecinas parte de sus excedentes.   

Elisa Figueroa – MAN Energy Solutions

Si bien se mostró de acuerdo con que esta sofisticación del mercado ocurra, recalcó que “esto tiene que llevarse a cabo en un mercado muy revisado, dando la apertura a que los actores puedan tener propias transacciones bilaterales pero también estén muy regulados para evitar disturbios como los propios de las fluctuaciones de las energías renovables”. 

En líneas generales, la referente de MAN Energy Solutions también opinó que “sería importante definir los reglamentos en cuanto a capacidades, a los actores que pueden comercializar esa energía eléctrica, las formas de medición para las inyecciones a la red e incluso la importación de faltantes o exportación de excedentes; dado que luego esto también abre ambigüedad en mercados no regulados”.

Por su parte, en lo que respecta a aspectos financieros, Germán Chullmir, CEO de OREL Energy Group valoró como necesarios determinados mecanismos que fomenten esta alternativa de generación pero a su vez nuevos proyectos que se alineen a instrumentos financieros. 

Germán Chullmir – OREL Energy Group

«La clásica ayuda son subsidios o fomento público, pero estos no son sostenibles y terminan siendo un peso para las arcas públicas», reparó el empresario, y explicó que en otros países lo que ha dado excelentes resultados es que la regulación permita no al desarrollador, sino al inversor -a partir de inversiones en proyectos rurales indígenas, por ejemplo- poder tener créditos fiscales los cuales puedan ser negociados en un mercado bursátil”.     

¿Cómo sería esto? “Una empresa industrial grande que tiene su propia energía, en vez de pagar su cuenta de energía como siempre, puede hacer una inversión en una comunidad indigena y, a partir de eso, le entra un crédito en su cuenta financiera. Luego, ese crédito puede ser vendido en el mercado financiero”, ejemplificó Chullmir. 

“Es una convivencia entre mercado energético y financiero que pueden ir de la mano. Creo que bien fomentados desde el punto de vista regulatorio pueden generar un crecimiento sostenible y exponencial”, concluyó el líder de OREL Energy Group.    

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Chile se apronta a inaugurar más de 600 MW renovables y en su mayoría son proyectos de mediana escala

Chile empieza el 2021 con grandes novedades en materia de energías renovables no convencionales.

De acuerdo al último reporte de Generadoras de Chile, que analiza datos de noviembre pasado, el Coordinador Eléctrico Nacional registra 29 proyectos de energía eléctrica en etapa de pruebas, por 635 MW; es decir, centrales que en el corto plazo ingresarán en funcionamiento.

El dato a destacar es que el 83 por ciento de estos proyectos corresponde a fuentes de energías renovables no convencionales.

Los emprendimientos eólicos son los más gravitantes del espectro: se llevan el 45,2 por ciento. Están representados por dos grandes plantas: Cabo Leones III (Fase I), de 78,1 MW; y Parque Eólico Cabo Leones II, de 205,8 MW. También se registra un PMG (hasta 9 MW): Lebu, de 3,5 MW.

En potencia, continúan los proyectos solares fotovoltaicos, con el 33,7 por ciento del padrón.

Fuente: Generadoras de Chile

Pero en cantidad de emprendimientos son los que dominan el espectro: 14 de los 29 en etapa de pruebas son los PMG(D) solares fotovoltaicos. Hay dos grandes parques de esta tecnología: San Pedro, de 106 MW, y PV USYA, de 52,4 MW.

Los proyectos fósiles representan sólo el 16,8 por ciento del padrón.

Fuente: Generadoras de Chile

Dos temporadas promisorias

De acuerdo a la Unidad de Acompañamiento de Proyectos (UAP), que responde al Ministerio de Energía –cita el informe de Generadoras-, a noviembre del 2020 se registraron 101 proyectos por 6.904 MW en construcción, de los cuales el 95% corresponden a renovables.

De estos proyectos, capaces de movilizar 12.754 millones de dólares de inversiones, 6.556 MW serán renovables y sólo 348 térmicos. La mayor parte de ese volumen estará dominado por proyectos solares fotovoltaicos (3.347 MW) y eólicos (2.086 MW).

Fuente: Generadoras de Chile

Cabe destacar que el horizonte de esos proyectos en construcción es hasta abril del 2022, pero la gran mayoría de los emprendimientos entrarán en operaciones durante el año actual.

En efecto, se espera que ingresen en operaciones, en promedio, unos 500 MW renovables por mes, de los cuales cerca de 400 MW serán eólicos y solares fotovoltaicos.

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Javier Romero Durand de EcoValue: «En México la ley es clara y deben entrar primero las energías renovables»

El futuro de las energías renovables sigue siendo incierto. Si bien la disputa con la administración actual de México proviene de los últimos dos años, el inicio de un nuevo año atrajo más dudas pese a que exista un marco regulatorio y la ley para crecer e impulsar las renovables. 

Y en las últimas semanas ya se han mencionado nuevas medidas en contra de las energías limpias, como la del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) de quitar de must-run a plantas renovables como la del Gobierno de revisar contratos. 

Javier Romero Durand, Gerente General de EcoValue S.A. de C.V., opinó que “el Gobierno no está respetando la ley. En México la ley es clara y deben entrar primero las energías renovables”, refiriéndose a la política de confiabilidad donde, bajo su criterio, ingresan al sistema las plantas con combustibles fósiles por encima de las renovables. 

“Están usando el marco regulatorio y, al no poder cambiar la reforma energética, están usando al órgano regulador para impedir que se aplique la ley. Aunque el gobierno lo niegue, es ciertamente claro”, agregó.  

Además está en juego aquellos contratos que ganaron la primera, segunda y tercera subasta pública, que hoy en día deberían entrar en operación. 

¿Cuál es el inconveniente? CENACE no realiza las pruebas pre-operativas para que las nuevas centrales entren; mientras que la Comisión Reguladora de Energía no entrega los permisos. 

“Hay cerca de 2 GW de proyectos ya instalados que no pueden entrar en operación”, aseguró el especialista. 

Todas estas circunstancias derivan en “falta de certeza jurídica” y de “viabilidad de nuevos proyectos”, que lleva a que empresas cesen sus inversiones en el país o pongan en stand by los proyectos a desarrollar. 

«Estamos perdiendo miles de millones en inversión, que generan puestos de trabajo, riqueza y una energía más barata. Es un ganar-ganar y ojalá lo entienda el gobierno mexicano para seguir creciendo como deberíamos”.

“El retroceso a una época pre-renovables no ayuda al país. Regresar a los años ‘70, con empresas estatales poderosas y cero competitivas, no es la opción. Necesitamos esa transición energética, pero lo tiene que entender el gobierno”, sostuvo.

Otro de los acontecimientos que afectan y afectarán al sector de las energías verdes en el país es la relación que exista, principalmente, entre el gobierno mexicano y el de Estados Unidos. 

Cabe recordar que estos dos países, junto a Canadá firmaron un tratado denominado T-MEC, sumado al Acuerdo de París, donde uno de los puntos en discusión fueron las renovables. 

Al respecto, Romero Durand afirmó la idea de respetar las inversiones que ya se han realizado, tanto nacionales como extranjeras. Y a la vez estimó que “habrá puntos de desacuerdo entre el gobierno estadounidense y el mexicano”, por lo que espera, más allá de negocios entre sí, que “el gobierno de México ceda en su postura”. 

“La realidad es que sigue creciendo el consumo, las plantas se vuelven más viejas y con el combustible más sucias, y ya comienza a ser un problema de salud y confiabilidad en la red. 

“Me encantaría que sea un buen año, pero si no hay certeza jurídica y en la inversión, estamos fuera”, sentenció el Gerente General de EcoValue.

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La Rioja apunta a su modelo: desarrollar tecnología propia en energías renovables

La Rioja avanza con proyectos renovables y desde la Secretaría de Ciencia y Tecnología apuestan al desarrollo de emprendimientos universitarios, la adaptación de las tecnologías implementadas y la profesionalización del empleo. 

Esto se da a través de varios frentes, que incluye la articulación de las facultades educativas, las instituciones científicas y, eventualmente, algunas empresas locales de energía renovable, según a. 

“Se financian y apoyan proyectos provenientes de la Universidad Nacional de La Rioja (UNLaR), en su mayoría, sobre transferencia tecnológica, experimentales o pilotos, asociados a la implementación de desarrollos de sistemas de energías renovables”, según afirmó el Javier Tineo, Secretario de Ciencia y Tecnología en Gobierno de la provincia de La Rioja

Uno de ellos es en conjunto con LEDLar. El objetivo del mismo es la instalación de paneles solares en la Universidad para abastecer de energía a sectores de la infraestructura edilicia; con la innovación de los conversores para inyectar el excedente al sistema eléctrico nacional. 

Tineo contó el estado de situación del mismo: “Ya se han instalado dos paneles, idénticos al de Chepes (Parque operativo de 2 MW bajo el marco del Mercado a Término), pero actualmente se está recalculando la potencia, debido a los cambios económicos del país. Durante la gestión anterior se demoraron los desembolsos y la ejecución se hizo más lenta”. 

El otro emprendimiento en progreso es la creación de un generador a escala de energía a partir de la biomasa agrícola en conjunto con el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI). Es decir, un biodigestor, un aparato que genera biogás a partir de la poda. 

Cabe recordar que La Rioja tiene veinticinco mil hectáreas de olivo y, salvo este proyecto, aún no hay implementaciones de biomasa, por lo que será innovador para la provincia. 

“Estoy muy interesado en lograr mayor capacidad local de producción, más que nada de conocimiento. Me interesa que los habitantes de La Rioja se sumen al circuito del empleo que genera la energía renovable y que haya formación y transferencia tecnológica”, aseguró el Secretario. 

“Estamos creando un Consejo Provincial de Ciencia y Tecnología donde se sumará al sector privado y al industrial del estado para generar condiciones de acuerdos y que la tecnología que llega a La Rioja sea incorporada y transferida a la gente de aquí. El objetivo es generar empleo local calificado”, comentó. 

Y si bien hay una tendencia sostenida de ampliación de la matriz energética con renovables, Energía Estratégica le preguntó al especialista cómo se puede lograr dicho acceso:  

“De parte del Estado tiene que haber un fuerte impulso a la incorporación de los ciudadanos y de las fábricas hacia las energías renovables. Un apoyo para que haya generación distribuida, que las leyes sean más impulsadas”. 

“Y si hay normativas que no se adaptan, habrá que debatirlas para conocer cuáles son las mejores condiciones”, agregó.

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El escenario que nos plantea la nueva meta de emisiones 2030

Poco antes de finalizar el 2020, el Poder Ejecutivo Nacional (PEN) publicó formalmente la nueva meta de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) para la década que estamos iniciando. Se trata de un nuevo objetivo que la Argentina ya formalizó ante el Acuerdo de París (AP), la llamada Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC, por su sigla en inglés).

La nueva NDC representa un aumento en la ambición para reducir emisiones de GEI respecto del compromiso previo. Mientras que la NDC presentada en 2015 y revisada en 2016 se proponía de forma incondicional no superar los 483 MtCO2e para 2030, ahora esa meta se ha reducido en un 26%, es decir que para ese año las emisiones no deberán superar los 359 MtCO2e.

Tenemos en la presentación de esta NDC aspectos positivos que deben destacarse. En primer lugar, es sumamente importante que nuestro país haya presentado su nuevo compromiso antes de finalizar el 2020. El cumplimiento es meritorio, ya que el año que acaba de finalizar ha sido extremadamente complejo a causa de la pandemia de la Covid-19, y eso ha generado demoras y postergaciones dentro del proceso de revisiones en este año clave. En segundo lugar, se debe destacar que la nueva meta representa un aumento significativo en el esfuerzo de mitigación. Esto último hace doblemente valiosa la presentación.

El objetivo de no superar los 483 MtCO2e en 2030 era una meta excesiva y debía ser reducida, ya que implicaba un inaceptable aumento de emisiones a lo largo de los próximos 10 años. Más aún, como la Argentina tiene un valor de emisiones per cápita superior al promedio mundial, el país no debería aumentar su participación global. Esto se justifica por el hecho de que las emisiones globales deben reducirse (contraerse) y los países con mayores emisiones per cápita deberán hacer el mayor esfuerzo para converger a emisiones per cápita que representen un uso equitativo de la atmósfera por toda la población global.

Un criterio para estimar cuáles serían los niveles adecuados de reducción para nuestro país, es decir cómo acompañará la Argentina el esfuerzo global de reducción de emisiones, sería que el mantengamos el actual porcentual de contribución en las emisiones globales, que fue de 0,7% en 2016, último inventario de GEI publicado.

La nueva NDC (2020) de 359 MtCO2e representa un objetivo de “estabilización” de emisiones en los actuales niveles. Si bien es un cambio notable respecto de la anterior podría ser calificada como “conservadora”. 

Argentina debería establecer una meta que sea consistente con los objetivos climáticos del AP, colocar al país en una trayectoria consistente con el objetivo de 1,5°C a 2°C sosteniendo su participación del 0,7% en las emisiones globales. Ahora bien, desde un punto de vista estratégico, lo crucial para esta segunda NDC es cambiar la tendencia de las emisiones, que dejen de crecer e iniciar una dinámica de reducción. Así como la primera NDC significó un paso importante desde el punto de vista institucional y metodológico, la nueva NDC debería ahora provocar un cambio en las expectativas de evolución de las emisiones.

Plantear una meta “estratégica” significa adoptar una dinámica que está en la propia estrategia del AP y que consiste en periódicas revisiones de las NDC, por lo que su lógica es lograr que las políticas de mitigación evolucionen acorde avanzan las negociaciones entre las partes del Acuerdo. Se debe tener en cuenta que esta NDC 2020 deberá ser puesta a revisión, como mínimo, para el año 2025.  

La nueva meta de reducción de GEI se ubica un poco por debajo de una trayectoria de estabilización de emisiones, dentro de lo que puede considerarse un rango admisible de objetivos para adoptar para el quinquenio 2020-2025. Ese rango lo podemos definir con un límite inferior con una trayectoria compatible con los 2°C y como límite superior, una trayectoria de estabilización de las emisiones. Bajo estas consideraciones, la NDC propuesta es un paso en la dirección correcta y con implicancias muy importantes para el desarrollo de la Argentina.

¿Qué implicancias tiene la nueva NDC?

El objetivo de estabilización es un cambio radical para el desarrollo de la Argentina. Esta meta implica que todo el desarrollo económico que se produzca en los próximos años deberá ser, como mínimo, neutro en emisiones. Todo incremento de emisiones en un sector deberá ser compensando casi de manera inmediata por reducciones en otro. Esto cambia por completo el escenario en el que el país venía manejándose hasta ahora.

Imaginemos que todo incremento de emisiones deberá luego compensarse con reducciones dentro de la década para así retornar a los valores originales y cumplir con la meta en 2030. Una evolución de emisiones que crece y luego debe caer rápidamente es, por lo general, muy costosa. Por el contrario, una trayectoria estabilizada durante la década es la más económica para el país y la más realista. 

Toda inversión que genere nuevas emisiones obligará a un doble esfuerzo económico posterior para neutralizarlas. En el sector energía es claro, por ejemplo, si se pone en marcha la usina de carbón de Río Turbio habrá que cerrar luego plantas térmicas que compensen esas nuevas emisiones y, además, incorporar nueva generación renovable para compensar el retiro de capacidad de la generación térmica. Claramente, ésta es una ecuación muy cara. Es decir, toda nueva incorporación de generación eléctrica deberá ser renovable si se quiere gastar menos dinero y cumplir con la meta de reducción de GEI. Debe recordarse que el país necesitará incorporar anualmente entre 1.000 MW a 2.000 MW de nueva potencia eléctrica en un escenario de crecimiento económico moderado. En todos los sectores de la energía ocurre lo mismo: transporte, gas, etc.

Bajar la actual tasa de deforestación es la única política que puede reducir emisiones rápidamente y a bajo costo. Detener la deforestación puede dar un margen para equilibrar incrementos de las emisiones energéticas o industriales.

En la presentación de la nueva NDC no hay una trayectoria de emisiones para los próximos años, pero nos da una pista cuando plantea que se “incluye, a modo informativo, un indicador de las emisiones esperadas (372 MtCO2e) a medio término en 2025, el cual no forma parte de la meta de esta NDC”. Eso nos está diciendo que se evalúa como hipótesis deseable una trayectoria de estabilización a lo largo de la década. 

¿Es posible cumplir la meta?

La nueva NDC es perfectamente cumplible con el aporte de dos sectores claves: bosques (reduciendo la deforestación) y energía (limitando el crecimiento de sus emisiones). Existe una serie de beneficios para realizar tempranamente una reducción drástica de emisiones por deforestación, idealmente llevándola a cero desde 2021. Hacer esto desde ahora permite tener un margen importante para compensar aumentos de emisiones en sectores que son más difíciles de evitar, como en la agricultura, la ganadería o la industria; también ayuda a ahorrar emisiones que podrían ser compensadas por eventuales excesos en éste o próximos compromisos. 

Por otro lado, frenar la deforestación de forma temprana permite obtener reducciones inmediatas y a muy bajo costo, dejando para años posteriores las reducciones de sectores de la economía en los que es más difícil o cotoso. No es lo mismo intentar reducir emisiones significativas mediante movilidad eléctrica durante 2021-2025 que hacerlo post 2025, los costos son totalmente diferentes y la velocidad de implementación será más rápida.

En el ejemplo anterior es importante distinguir entre “reducir emisiones” y “estabilizarlas”. Para el caso del transporte, una cosa es la estabilización a través de la incorporación de tecnologías de cero emisiones en toda la ampliación de flotas y nuevos móviles; y otra diferente o más radical, es reducir emisiones del sector retirando móviles a combustión por eléctricos, es decir, acelerando el reemplazo tecnológico. 

La presentación de la NDC carece por completo de una hoja de ruta o de parámetros acerca de cómo se logrará el cumplimento de la meta. Las indicaciones no llegan a precisar ni políticas, ni medias ni instrumentos.

¿Cómo se cumplirá la meta?

En la NDC se plantea que hubo una modelización del comportamiento de los diferentes sectores en base a “un porcentaje de crecimiento económico unificado que va en concordancia con la recuperación del país y un aumento sostenido de la población”. A partir de premisas macro sumamente ambiguas, el comportamiento previsto de los diferentes sectores que se analizan carece de metas, indicadores o medidas que definan objetivos sectoriales. Todo hace suponer que la apuesta es a un incremento de la demanda energética, pero no se indica cómo evolucionan las emisiones del sector. 

Para el sector industrial se indica que “se espera un leve aumento en las emisiones, dado el crecimiento del PIB”. En tanto para el sector rural, en la ganadería se espera un “leve incremento de las emisiones” y en la agricultura “se prevé un aumento en las emisiones por el aumento de la producción”. En definitiva, como se señaló al inicio, es bastante previsible que los sectores capaces y con mayor responsabilidad para mitigar emisiones se dan en la energía y la deforestación (cambio de uso del suelo). En este sentido hay un único indicio de que en esta última se pondrá énfasis al hablar de una reducción drástica de la deforestación”.

¿Qué debería suceder?

A partir del 1 de enero comenzó el período de cumplimiento de la nueva NDC, que finaliza el 31 de diciembre de 2030. Desde ahora mismo deberían tomarse medidas tendientes al cumplimiento de la meta. Esto no sólo es estabilizar emisiones, significa además que se debe preparar la economía para iniciar rápidamente un proceso de reducción de emisiones drástica y acelerada ya que, en la misma comunicación de la NDC, la Argentina ratificó su compromiso de neutralidad de emisiones para 2050. 

Durante esta década el sector energético tiene que basar su crecimiento centralmente en energías renovables, definiendo cuidadosamente las inversiones de infraestructura y teniendo en mente el escenario de descarbonización post 2020. Esto es muy importante para focalizar las prioridades en materia de infraestructura eléctrica antes que en el gas natural. Todo el desarrollo del gas natural deberá realizarse atendiendo la estrecha ventana de oportunidad que tiene este combustible, ya que existe el serio riesgo de realizar inversiones irrecuperables.

En materia de generación distribuida (Ley 27.424), deben despejarse por completo las barreras regulatorias que existen aún en varias provincias. Debería alcanzarse un promedio de 100 MW anuales en generación distribuida durante los próximos tres años. Para lograrlo, existen suficientes instrumentos regulatorios a disposición del gobierno. 

Es perentorio, también, comenzar a dar forma a un plan de continuidad para el régimen de promoción de renovables establecido en la Ley 27.191. Ese régimen debe focalizarse en su implementación para la segunda mitad de esta década. En el corto plazo se debe dar respuesta a cómo se alcanzará el 20% de participación de renovables en el sistema eléctrico en 2025. La NDC nada dice específicamente sobre esto. Algo similar ocurre con los biocombustibles. Debe haber definiciones urgentes en cómo continuará el actual régimen establecido por la Ley 26.093, esencial para lograr un sector sólido y competitivo que deberá tener un rol esencial en las próximas décadas. 

En toda esta discusión no se puede soslayar que la Argentina atraviesa severas dificultades económicas y financieras. Estas dificultades obstaculizan el desarrollo de proyectos de largo plazo y las inversiones en nuevas tecnologías. Existen, además, serios problemas conceptuales en el gobierno que se reflejan en medidas como el congelamiento de tarifas, en una incertidumbre regulatoria permanente y en un poco énfasis en el aliento a las inversiones. Es imprescindible superar estas barreras para poder pensar seriamente el mediano plazo para la transición energética. 

Las políticas de mitigación mencionadas suponen que existirá en los próximos años un crecimiento económico que hará que la mayor demanda de bienes y servicios empujará a la suba las emisiones. Hay una correlación bastante directa entre la variación del PBI y las emisiones. Se puede ver en los picos de emisiones de 2007 y 2013, así como los valles de 2000, 2009 y 2015, donde la Argentina aún permanece. Cada pico fue precedido de un período de crecimiento y cada valle son abruptas caídas del PBI. En esos valles se ubica el nivel de emisiones que establece la NDC. Sería dramático que el cumplimiento de la NDC se deba a un proceso recesivo que se extienda por otra década.  

El mayor desafío será preparar a la sociedad y la economía argentina para una transición rápida hacia la neutralidad de carbono. Eso implica no sólo un desafío tecnológico, sino un desafío social y económico que tendrá sus propias particularidades en cada una de las regiones del país. También requerirá de instrumentos regulatorios estables y creíbles, y demandará clarificar un panorama económico que permita a la sociedad y al sistema productivo ingresar en la dinámica de la transición. 

El menú que se tendrá por delante en los próximos años será en base a la agenda de las energías renovables, los bio-insumos, el hidrógeno, la eficiencia energética, las redes inteligentes y las tecnologías de acumulación, movilidad eléctrica e integración energética regional. Esta NDC es una decisión clave para la transición energética en Argentina. Ahora el gobierno tiene que generar las certezas necesarias para que las cosas ocurran en la dirección correcta. Hoy estamos prácticamente paralizados y sin rumbo, la NDC recientemente presentada debería actuar como un norte para la política energética.

Se sugiere ver el informe completo “El escenario que nos plantea la nueva meta de emisiones 2030” para el Círculo de Políticas Ambientales en este link.

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Con Aldo Solar como aliado Growatt amplía sus equipos comerciales en Brasil

En 2019, la empresa estableció su centro de apoyo técnico en São Paulo y se asoció con Aldo Solar, el mayor distribuidor de energía fotovoltaica del Brasil, para promover sus soluciones fotovoltaicas avanzadas.

«Hemos creado un equipo de comercialización local para promover nuestras soluciones avanzadas y fiables y los ingenieros de servicio locales para proporcionar un servicio al cliente eficiente. Además, nuestro equipo ha estado trabajando junto con nuestros socios para desarrollar productos y soluciones que satisfagan las demandas específicas del mercado brasileño», expresa Lisa Zhang, Directora de Marketing de Growatt.

Growatt ha añadido su inversor MAC 15-36KTL3-XL para aplicaciones trifásicas a 220V a su cartera de productos en Brasil. Este año, según Zhang, la compañía también planea lanzar su producto MIN 7-10KTL-X con 3 MPPTs para aplicaciones solares fotovoltaicas monofásicas.

Mirando hacia el resto de 2021, habiendo ya enviado más de 200.000 inversores a Brasil, Growatt tiene ambiciosos planes de expansión para su negocio.

«Estamos totalmente comprometidos con el desarrollo de la energía solar en Brasil. Seguimos construyendo un equipo local más grande y más fuerte para el servicio al cliente y la comercialización y, con esa base sólida, llevaremos nuestro negocio en Brasil al siguiente nivel», añadió Zhang.

 

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Promoenercol pone en juego 400 MW fotovoltaicos en Colombia para el mercado entre privados

A mediados de noviembre del año pasado, Promoenercol y Egal inauguraron el Parque Solar Bayunca I, de 3,6 MW. La central, ubicada en Cartagena de Indias, está vendiendo la energía que produce a una empresa comercializadora bajo un contrato de abastecimiento (PPA, por sus siglas en inglés) por el plazo de 20 años.

“Esta fue la primera planta conectada a red de Colombia que haya sido desarrollada y construida por operadores independientes como somos nosotros”, José Manuel Izcue, Presidente de Promoenercol, diferenciándose de los proyectos ya operativos de empresas incumbentes, y que además vende su energía a un cliente no perteneciente al mismo grupo empresarial.

En esta línea, el directivo reconoce: “hemos tenido un 2020 que, dentro de lo complicado que fue, hemos estado muy bien”. Y pronostica un 2021 promisorio.

Es que durante el año pasado Promoenercol ha logrado concretar un plan de inversión de 400 MW de energía solar fotovoltaica (poseen más de 650 MW en desarrollo) que estarán operativo en 2024. De ese total, 300 MW tienen que ver con grandes plantas conectadas a red y los 100 MW restantes con proyectos de Generación Distribuida.

“De esos 400 MW, ya tenemos contratados con clientes privados (comerciales e industriales) 282 MW”, precisa Izcue. Señala que algunos de estos emprendimientos ya están en ejecución.

“En 2021 construiremos 135 MW en utility scale (grandes plantas) y esperamos construir 30 MW más en Generación Distribuida”, proyecta y calcula que toda esta potencia estará operativa sobre finales del primer trimestre del 2022.

Con 170 MW en funcionamiento, Promoenercol se instalaría como una de las empresas de energía solar más importantes de Colombia. Hasta la fecha hay operativos menos de 200 MW fotovoltaicos en el país.

José Manuel Izcue, Presidente de Promoenercol, durante la inauguración de Bayunca I

Modelo de negocios

Por otra parte, Izcue, explica que el modelo de negocios de todos los proyectos tienen en carpeta avanzan a través de contratos con el mercado privado. “Siempre vamos con el modelo de venta de energía a largo plazo a través de un PPA”, enfatiza.

Entre los usuarios con los que ya firmaron acuerdos de abastecimiento de energía limpia –o están adjudicados y cerrando contratos-, se destaca el Grupo Reve (Justo&Bueno y Tostao), Innova Schools Colombia y comercializadores como Vatia y PEESA, y otras grandes firmas que consumirán energía limpia que por cuestiones corporativas aún no se pueden revelar. Izcue señala que el plazo de contratos ronda entre los 15 y los 25 años.

“Tenemos un plan de negocios muy equilibrado, estamos contentos porque estamos firmando muchos PPA cumpliendo los estándares bancables, y hay otros en perspectiva”, celebra el presidente de Promoenercol.

Consultado sobre la posibilidad de que la empresa participe de la subasta de renovables a largo plazo que está preparando el Gobierno para este año y en la que está llevando a cabo el grupo Renovatio, Izcue responde que no.

“Las subastas son positivas para el mercado pero no cuadran con nuestra estrategia de negocio”, confía el directivo.

 

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Trina Solar cerró contrato con uno de los más grandes parques solares del Caribe de EGE Haina

El desarrollo de la central está a cargo de la Empresa Generadora de Electricidad Haina, S.A. (EGE Haina), la cual adjudicó los servicios de construcción, ingeniería y abastecimiento a la española Elecnor.

En el ambiente húmedo y caluroso de República Dominicana, en la provincia de San Cristóbal, municipio Yaguate, se desarrolla el este parque solar con una inversión de parte de EGE Haina que ronda los 100 millones de dólares.

El nombre del proyecto Parque Solar Girasol se definió así para hacer referencia al sistema de rastreadores solares (también llamados trackers) con que contará. Estos seguidores giran 104 grados durante doce horas al día en función del desplazamiento del sol, para garantizar un mayor aprovechamiento de su radiación, lo que se traducirá en un aumento de la capacidad efectiva de la planta.

La instalación estará compuesta por 268,200 módulos fotovoltaicos, 28 inversores de 3.8 megawatts cada uno y rastreadores solares. Se espera que en su primer año de operaciones el Parque Solar Girasol produzca alrededor de 240,000 megawatts hora, lo que equivale a proveer de energía eléctrica a 130,000 hogares dominicanos.

“Poder participar de un proyecto de esta magnitud, aportando nuestra tecnología de vanguardia nos da mucho orgullo”, afirma Álvaro García-Maltrás, Director General para América Latina y el Caribe de Trina Solar.

«Tomando en cuenta que las condiciones locales de temperatura y humedad son un gran reto para el mismo. Este es el mayor proyecto de la isla pero no será el último, atendiendo  a la información compartida por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), podría alcanzar tres Terawatts por hora, a partir de una capacidad instalada total de 1.9 Gigawatts que se tiene contemplada hacia 2030”.

”Para elegir los módulos fotovoltaicos del proyecto, éstos fueron sometidos a un proceso de precalificación por parte de EGE Haina y de acuerdo con el resultado obtenido, el producto TSM-DEG17M de 430/450 Watts de Trina Solar fue seleccionado por ofrecer una alta eficiencia de 20.4%, combinada con tecnologías de doble vidrio, garantizando un largo ciclo de vida y mayor generación de energía, lo que aumenta la confiabilidad y resistencia del producto en ambientes más extremos”, señala José A. Rodríguez, Director de Desarrollo de EGE Haina.

El nuevo parque solar forma parte del plan estratégico de esta empresa que se propone desarrollar 1,000 megawatts de capacidad de energía renovable al 2030.

El proyecto Girasol generará cientos de empleos en su fase de construcción. Además de contribuir al desarrollo sostenible de las comunidades donde tiene presencia EGE Haina, colaborando con las autoridades e instituciones locales en proyectos como centros de atención primaria de salud, canchas deportivas, parques recreativos, y aportaciones a hospitales y organismos de socorro de la zona.

“Nuestro compromiso es con una vida más sustentable. Estamos invirtiendo cada vez más en Investigación y Desarrollo para seguir contribuyendo con nuestra tecnología para el futuro de la energía”, finaliza García-Maltrás.

La compañía proveerá 268,200 módulos TSM-DEG17M de 430/450 Watts de doble cristal a la instalación, que tendrá una capacidad total de 120 megawatts y cuyo inicio de operaciones se proyecta para marzo de 2021.

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Ecuador ratifica la continuidad de su subasta de energías renovables por 200 MW

Ecuador, tierra diversa con volcanes, montañas, selvas y playas también empieza a ser reconocida por sus recursos naturales con gran potencial para la generación de electricidad.  

En el último año, el Gobierno ha impulsado una serie de convocatorias para proyectos de energías renovables no convencionales, tales como el fotovoltaico El Aromo (200 MW), el eólico Villonaco II y III (110 MW) y el parque Conolophus (14,8 MWp en fotovoltaica y 40,9MWh en almacenamiento). 

Pero aquello no sería todo. Ecuador también incluyó en su Plan Maestro de Electrificación, un Proceso Público de Selección (PPS) por Bloques de ERNC que incorporará 200 MW adicionales. 

Para lograr las metas de expansión de la generación con estas tecnologías, el PPS deberá realizarse este mismo año 2021 y no posponerse para asegurar la entrada en operación de las nuevas centrales de ERNC en 2022. Eso, debería suceder haya cambios o no en la administración tras las elecciones presidenciales del mes próximo (febrero 2021). 

Según aseguró el actual viceministro de Electricidad y Energía Renovable de Ecuador, Hernando Merchán, no sólo va a iniciarse el PPS este año, sino que también reforzó la idea de que se respetarán los PPA resultantes. 

“El Gobierno ha dado una señal muy clara: la seguridad jurídica”, declaró el viceministro.

Durante su participación en la Mesa Redonda sobre Energía en Ecuador, no dudó un segundo en afirmar que “se van a mantener a futuro los contratos”.

“Se necesita confianza de los inversores. Desde ese punto de vista, el gobierno ha manifestado permanentemente a través de los ministerios relacionados con el desarrollo de las energías en el país, la seguridad jurídica”. 

“Creo que ese es el punto más importante en el cual debemos soportarnos para el futuro en el crecimiento eléctrico en el país, más allá de que se establecen unos Procesos Públicos de Selección absolutamente transparentes, con la posibilidad de que todas las empresas puedan participar y con una planificación adecuada que está en el Plan Maestro de Electrificación a un horizonte al 2030”, amplió el referente del Gobierno. 

Los pliegos del PPS por 200 MW renovables saldrán a la luz en los próximos meses. Tal como adelantó Energía Estratégica se incluirán en esta convocatoria: “aprovechamientos hidroeléctricos hasta completar los 120 MW, eólicos y solares en el orden de los 50 MW y 30 MW a base de bioenergías”. 

“Los procesos están preparados, organizados y con las reglas claras, además de publicados en el portal de internet del ministerio para que desde cualquier parte del mundo se pueda conocer cuál es la política de Estado”, ratificó el viceministro. 

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Hay oportunidades pero falta regulación: Puntos pendientes para instalar solar y baterías en México

¿2021 podrá ser el año de las energías renovables y el almacenamiento? Para Carlos Ortiz Diaz, presidente de la Comisión de Energía Solar en el Consejo de Cámaras Industriales de Jalisco y CEO Greenergy, “sería fantástico, pero requerimos mucho trabajo para dar certidumbre jurídica y regulatoria”.

Por el contrario, advierte que hasta que no haya certidumbre jurídica en el país continuará sin despegar el mercado. ¿Porqué? El referente empresario compartió en detalle su análisis en esta entrevista exclusiva para Energía Estratégica.

¿Qué oportunidades reales hay de apalancar las ventas de sistemas fotovoltaicos con baterías?

Hay quienes ven oportunidades en las tarifas que son horarias y dónde hay horario base, intermedio y punta. Seguramente ese sea el principal mercado para almacenamiento. Hoy tenemos ya algunas experiencias donde el “peak shaving” es rentable y una excelente opción para industriales en México 

Si nos vamos al sector residencial o comercial, donde las tarifas son planas (que no tienen horario) no hay ningún sentido económico para instalar baterías, porque toda la energía excedente la puedes entregar a la red al mismo precio. 

Entonces, ¿no cobra sentido agregar baterías de litio a los techos solares? 

Cuando hay net metering en tarifas planas, no hay ningún incentivo económico para usar baterías en general. 

Sólo en algunos casos en residencias y comercios que buscan un respaldo en caso de fallas en la red, las soluciones de almacenamiento de energía se están implementando hoy en día. Sin embargo, existen otras alternativas para esto en UPS y baterías de plomo que hacen que no se opte por baterías de litio. Las baterías de plomo se pueden tener en flotación y sólo se requerirán algunas horas, en caso de que hayan apagones, esto alarga su vida útil.

¿Qué tipo de usuario puede aprovechar esta alternativa sin que signifique una pérdida? 

Hace sentido económico dependiendo de la tecnología de batería. Cuando puedes garantizar a largo plazo, tienes una buena solución para los usuarios finales. En estos casos de descargas diarias, la vida útil en plomo es corta. Es aquí donde el litio jugará un papel fundamental en cuestiones de descargas diarias. 

Con lo que nos vamos a topar es analizar si con las marcas existentes garantizarán durabilidad a largo plazo. Esto es fundamental

Luego hay que considerar que quienes podrían aprovechar esta alternativa principalmente son los que tienen tarifa horaria, es decir, los consumidores con demandas superiores a 100 kW.

¿Para abrir más el mercado es necesaria nueva regulación? 

Totalmente. La Ley de la Industria Eléctrica (LIE) no consideró puntual o específicamente a los Sistemas de Almacenamiento de Energía (SAE), sin embargo, en distintos documentos posteriores a la LIE se describen estos SAE, se establecen algunas condiciones y se describen los tipos de sistemas disponibles.

Fue en Febrero de 2019 cuando CRE emitió un acuerdo que no pudo ser publicado en el Diario Oficial de la Federación. En este acuerdo, se establecía y daba apertura para describir los SAE, considerarlos como elementos clave en términos de los criterios de Calidad, Confiabilidad, Continuidad, sustentabilidad y seguridad (directamente relacionado al Código de red también). Lamentablemente se detuvo esta publicación.

Y sin para este año 2021 en el programa regulatorio de la CRE no hay nada que hable de almacenamiento; con lo cual, no se tiene considerado avanzar en este tema. 

¿Qué sucedió con las disposiciones que la CRE había preparado en materia de almacenamiento?

En febrero de 2019 se emitió un acuerdo en la CRE al respecto, pero no se ha publicado aún en el Diario Oficial.

¿La Secretaría de Energía no podría pronunciarse al respecto?

Podría dar una instrucción, pero fue la misma SENER la que bloqueó la publicación de aquel acuerdo que iba a abrir el paso al almacenamiento de energía.  Así que no lo vemos posible, al menos por ahora. 

Ya tenemos un mercado, los usuarios industriales entienden de los beneficios de los sistemas de Almacenamiento de Energía, también la tecnología ha avanzado bastante. Por otro lado, en cuanto a empresas que tenemos experiencia hay bastante talento. Lo único requerido para el gran ¡Boom! será la certeza jurídica y regulatoria.

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BICE y Banco Nación: Bioenergías plantean al Gobierno facilitar financiamiento de proyectos renovables

Las subastas de energías renovables del Programa RenovAr aún tienen contratos pendientes que abarcarían alrededor de 2000 MW en potencia instalada.

Uno de esos emprendimientos es el de Biotérmica Las Lomitas S.A., adjudicado durante RenovAr 2 en la zona central de la provincia de Formosa, más precisamente en el departamento de Patiño.

Dicho proyecto comenzó la construcción hace más de un año, pero sufrió la caída del financiamiento tras las elecciones primarias de 2019. Desde entonces está a la espera de que vuelva a haber financiamiento en Argentina para este tipo de iniciativas.

Biotérmica Las Lomitas implica una potencia de 10 MWh netos para inyectar a la red que funciona con biomasa seca y, en palabras de su directivo, Manuel Ron, “tiene un potencial de desarrollo enorme en una región donde faltan proyectos industriales o agroindustriales”.

“Un punto fuerte del proyecto es el desarrollo social por la cadena de biomasa, la cadena de proveedores, entre otras”, agregó.

Con ello se refiere a que el empleo directo contaría con cuarenta personas aproximadamente, mientras que el indirecto, en la cadena de biomasa, superaría los doscientos trabajadores.

“¿Cómo es la búsqueda de financiamiento? Hay dos factores: por un lado, la voluntad política de la Secretaría de Energía de extender los plazos de los contratos o quitar penalidades. Por el otro, algún financiamiento bancario que sea apto para este tipo de riesgo, con tasas y plazos adecuados y las garantías que sean necesarias”, aseguró Ron.

“Hace falta financiamiento, que tiene que estar, de alguna manera, direccionado por el Estado Nacional, que es quien aplica las reglas del juego”, detalló.

En cuanto a la posibilidad de subvención por parte del gobierno o del banco provincial, tal como busca acordar Chaco con el proyecto fotovoltaico de Albares S.A, aquí el directivo no lo ve con tanta claridad:

“Los montos de este proyecto no le alcanzan al Banco de Formosa. Se requiere la participación de un banco de otra escala, como el Banco Nación, el Banco de Inversión y Comercio Exterior (BICE), o alguno de fomento”.

Además reconoce que “actualmente no están las condiciones para poner un nuevo proyecto”, pero a la vez aclara que las renovables son la única posibilidad que tiene Argentina de disminuir las emisiones y cumplir con los compromisos frente al cambio climático.

Por lo que plantea una pregunta de cara al futuro, sobre el mejoramiento de las circunstancias macroeconómicas y desarrollo de emprendimientos: “¿Qué mejor oportunidad para el gobierno de generar empleo genuino que potenciando los proyectos que están en stand by y converger con los acuerdos firmados?”.

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OLADE exhorta a gobiernos latinoamericanos a desarrollar políticas energéticas a largo plazo

Frente a la crisis global, acentuada por la segunda ola del coronavirus como pandemia, el secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), Alfonso Blanco Bonilla, llamó a fortalecer las instituciones, generar políticas energéticas de largo aliento y políticas de Estado congruentes entre los países de América Latina.   

“El sector de la energía tiene que ser parte esencial y fundamental en un modelo de desarrollo. En un escenario postpandemia tiene la capacidad de generar empleo, dinamizar la economía en una recuperación sostenible que es tremendamente necesaria para nuestra región”, consideró Alfonso Blanco.

De allí, el referente destacó que se generan una gran cantidad de oportunidades, tales como:

-salir del modelo extractivista que tienen muchas de las economías de nuestra región e incorporar un modelo de desarrollo que integre una gran cantidad de componentes a una polìtica energética a largo plazo;

-mayor participación del sector privado en los modelos de negocio para el sector de energía         

-mayor aprovechamiento de los recursos naturales que tiene nuestra región para incorporar a las energías renovables en un modelo de desarrollo sostenible

-incrementar los intercambios energéticos y la integración a nivel regional 

Por supuesto que para lograrlo se presentarán en el camino una serie de desafíos que no son ajenos para la Organización Latinoamericana de Energía. Sobre estos también se refirió Alfonso Bonilla, quien mencionó con especial énfasis que se debe trabajar muchísimo en la seguridad jurídica y la modernización del sector.

Aquella modernización a la que hizo referencia Bonilla durante su participación en la Mesa Redonda sobre Energía en Ecuador, sería en términos regulatorios e institucionales. 

“Hay que atraer de alguna forma a la inversión privada y generar un clima de negocios que sea estable y de largo plazo con respeto jurídico institucional”, reflexionó. 

En tal sentido, agregó que el fortalecimiento de las instituciones alimenta esta seguridad jurídica necesaria para un modelo de desarrollo que integre la acción del Estado y de los privados”. 

Y concluyó, que la invitación para trabajar en tales sentidos no son solo para las administraciones de gobierno actuales, sino también para los distintos actores que van a formar parte de la carrera electoral y que eventualmente se conviertan en nueva administración.

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Panamá invita a gremios de energías renovables al Consejo Nacional de Transición Energética

A través de la Resolución MIPRE-2021-0001095, la Secretaría Nacional de Energía estableció los primeros lineamientos de coordinación para el Consejo Nacional de Transición Energética.

El mismo se conforma como una instancia de asesoría, consulta y rendición de cuentas para los Lineamientos Estratégicos de la Agenda de Transición Energética.

Se trataría del primer organismo multidisciplinario en este país en congregar a 17 máximos referentes del sector público y privado con incidencia en el sector energético nacional.

Esto sería un gran paso, no sólo para dar seguimiento a la Agenda 2030 del país, sino para sentar las bases de una política de gobierno de largo aliento que podría devenir en política de Estado.

Para la elección de aquellos referentes que se sentarán en la mesa de diálogo federal los representantes del sector privado serán escogidos de una terna que presente el gremio o sector al Consejo.

En detalle, la Resolución indica que los miembros del gremio o sector deberán enviar una nota con la terna de sus candidatos a la Secretaría Nacional de Energía por la vía del correo infoenergia@energia.gob.pa Allí se debe explicitar: hoja de vida de los mismos y las razones por las cuales desean participar como representante del gremio o sector.

Los convocados son:

  1. Las empresas generadoras de electricidad;
  2. Las empresas distribuidoras de electricidad;
  3. Las empresas de eficiencia energética y/o instaladores de paneles solares;
  4. Los contratistas de Zona Libre de Combustible;
  5. Las empresas importadoras – distribuidoras de combustibles fósiles, sus derivados y biocombustibles;
  6. Los gremios profesionales relacionados al tema energético;
  7. Las asociaciones de usuarios de energía eléctrica; y
  8. El sector académico relacionado al tema energético.

Ver Resolución

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Trina Solar, primer fabricante fotovoltaico en obtener doble Certificación en Protección del Medio Ambiente

Trina Solar informa que recientemente obtuvo “Declaración de Producto Ambiental” por partida doble: de parte de UL, organización mundial independiente de certificación en ciencia y seguridad y del EPDItaly.

Se trata de los primeros reconocimientos en la industria fotovoltaica entregados de manera simultánea por ambas entidades.

La ceremonia se llevó a cabo en Changzhou, provincia de Jiangsu, China, el 13 de enero de 2021. Cao Bo, Director General adjunto de Trina Solar, y Shi Jun, Director General de UL, asistieron a la reunión.

Para cumplir con los estándares ISO 14025 y EN 15804 de la industria, la certificación EPD es una validación de seguridad para productos sostenibles.

A través del seguimiento del impacto ambiental de todo el proceso productivo, incluido el abastecimiento de materias primas, la fabricación y el procesamiento, el transporte, la vida útil y el reciclaje, el mencionado estándar proporciona a  inversionistas y propietarios de proyectos fotovoltaicos, información autorizada sobre el desempeño ambiental de los productos o servicios solares para simplificar su decisión.

Cada EPD es válida por cinco años y es aplicable a los mercados europeos, norteamericanos y globales, lo que indica que los módulos de Trina Solar cumplen con los estándares de sustentabilidad a nivel mundial.

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“La obtención de certificados EPD promoverá aún más la protección al medio ambiente y la innovación que hace Trina Solar. La compañía se dedica constantemente al desarrollo de módulos solares fotovoltaicos con la mayor eficiencia y respeto a la ecología. Y también ahorrará esfuerzos para resolver en lo posible la contradicción entre el desarrollo tecnológico y el consumo de recursos, para explorar nuevos caminos hacia el desarrollo sustentable y para establecer un sistema de suministro de energía más limpio y sostenible para la especie humana”, dijo el Sr. Cao Bo, Director General Adjunto de Trina Solar.

 

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Vestas abastecerá su flota de vehículos eléctricos con cargadores de Enel X

Las estaciones de carga incluyen JuiceBoxes, una avanzada tecnología de recarga de coches eléctricos, y JuicePoles, que permiten la recarga eficiente de dos vehículos al mismo tiempo a través de una tarjeta o aplicación RFID.

La red de recarga de Enel X servirá a las flotas de automóviles en todos los lugares de trabajo en 15 de los mayores mercados de Vestas, que abarcan Europa y América.

El propósito de Enel X, como líder tecnológico en la industria de la movilidad eléctrica, es impulsar la transición energética apoyando la electrificación de las flotas públicas y privadas, y el desarrollo de ciudades inteligentes y sostenibles.

«Nuestro acuerdo apoyará a Vestas en el camino hacia sus ambiciosos objetivos de sostenibilidad, así como promoverá aún más la movilidad eléctrica como uno de los verdaderos facilitadores de un futuro de cero emisiones, una iniciativa en la que las dos compañías han estado trabajando juntas durante mucho tiempo», valoró Francesco Venturini, CEO de Enel X.

Brasil en movimiento

En el Brasil, Enel X  recientemente ha firmado una asociación con Estapar para habilitar estaciones de recarga de vehículos eléctricos en aeropuertos, hospitales, edificios comerciales y arenas. Este es el proyecto Ecovagas, la primera red semipública de recarga de vehículos eléctricos en Brasil.

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Mercado Libre consiguió financiamiento para invertir en energías renovables

Según informa la compañía, los 400 millones de dólares permitirán financiar proyectos nuevos o en curso de triple impacto en toda la región, en el marco de su estrategia de sustentabilidad.

Con los ingresos de los Bonos sustentables 2026, Mercado Libre pretende aumentar su inversión en tres áreas prioritarias. La primera es la inclusión financiera, mediante el aumento de créditos para Pymes y emprendedores.

La segunda es la reducción de su huella ambiental a través de una mayor implementación de energías renovables, proyectos de eficiencia energética, la adquisición de materiales de empaque sustentables y la promoción de la transformación vehicular de su red logística hacia la movilidad sin emisiones.

La tercera es el desarrollo social y el empoderamiento a través de la educación, para reducir la brecha digital y promover la inclusión de los jóvenes en el mercado laboral.

“En Mercado Libre nos moviliza el impulso por transformar. Este primer bono sustentable es un nuevo hito en nuestros 21 años de historia. En ese sentido, el crecimiento de nuestra plataforma nos demanda a contribuir cada vez más a las sociedades en donde operamos, a ser eficientes en nuestros consumos energéticos, a ir hacia una movilidad cada vez más limpia y a innovar en nuestras estrategias para mitigar nuestro impacto social y ambiental a lo largo de toda la cadena de valor”, señaló Pedro Arnt, CFO de Mercado Libre.

 

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Cámaras empresarias de Colombia piden al Gobierno postergar la subasta de renovables e incluir a todas las tecnologías

En noviembre del año pasado, el presidente de Colombia, Iván Duque, anunció que en junio próximo se lanzará una nueva subasta a largo plazo de energías renovables.

Si bien aún faltan muchas precisiones sobre cómo serán las bases y condiciones de la convocatoria, desde el Gobierno ya adelantaron que se enfocará a abastecer a los clientes no regulados (empresas e industrias). En marzo se darían a conocer mayores detalles.

Algunos sectores celebraron la iniciativa, pero otros pusieron algunos reparos. Tal es el caso de las entidades gremiales Acolgen, Andeg, Asocodis, Andesco y Andi, que representan a buena parte de las empresas del sector energético colombiano.

El 4 de enero pasado, las cámaras enviaron una carta –firmada conjuntamente por sus máximos referentes- al despacho del ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, haciendo algunos planteos de fondo sobre la convocatoria.

Energía Estratégica tuvo acceso a la misiva. En principio, las entidades exhortan a que “antes de llamar al desarrollo de una nueva subasta de largo plazo, se realicen los esfuerzos necesarios para materializar los proyectos adjudicados en la última subasta”.

Y agregan: “específicamente en lo concerniente a su oportuna conexión al Sistema Interconectado Nacional”, señalaron haciendo mención implícita de las demoras que presenta la línea Colectora, de la que dependen todos los parques eólicos adjudicados.

En conclusión, piden que el Gobierno termine garantizando la posibilidad de que los emprendimientos que se vayan a adjudicar puedan construirse en los plazos establecidos de antemano.

Que compitan todas las tecnologías

No obstante, las cámaras empresarias solicitan un cambio radical: que el Gobierno abra el juego no sólo a las renovables no convencionales, como está estipulado, sino a todas las fuentes. “En la actualidad pueden competir en igualdad de condiciones frente a las tecnologías convencionales”, opinan, en clara referencia a las represas hidroeléctricas y a las centrales termoeléctricas.

Sugieren que el hecho de que no se haga diferenciación por tecnología permitiría “una mayor concurrencia de oferentes”, lo que redundaría en menores precios de energía ofertada.

Confiabilidad del sistema

Como tercer punto, los gremios advierten sobre la necesidad de “armonizar el esquema de expansión”. Señalan que un exceso de fuentes de energías variables, como la eólica y la solar fotovoltaica, podrían traer problemas de confiabilidad.

“Consideramos adecuado actualizar los estudios de flexibilidad técnica del sistema frente a la penetración gradual de fuentes renovables no convencionales”, explican.

Sugieren la elaboración de un análisis que incluya variables de beneficio-costo de agregar fuentes variables al sistema, y que determine los impactos que podría ocasionar en la red eléctrica

Contratos en dólares

No obstante a lo planteado, la carta explica que si el Gobierno decidiera avanzar en la subasta a largo plazo de energías renovables, sería “importante” una “asignación equilibrada de riesgos entre la oferta y la demanda”.

En ese sentido, los gremios firmantes disienten sobre la idea de que la contratación de energía sea en pesos colombianos, como ocurrió en la subasta pasada. “Contribuye a asignar el riesgo cambiario a los desarrolladores de los proyectos”, aseguran. Se intuye que las cámaras solicitan que los contratos sean en dólares.

Participación voluntaria de la demanda

Del mismo modo, plantean que la participación de la demanda en la futura subasta (dirigida, según adelantaron las autoridades, a clientes no regulados) no sea obligatoria, como ocurrió en la convocatoria anterior.

“Una porción significativa de usuarios no regulados tiene proyectos en desarrollo y contratos de largo plazo, una participación ‘obligada’ en una subasta de contratos originaría una sobrecontratación”, advierten.

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Gobierno de Chaco diseña planes de financiamiento para reactivar proyectos de energías renovables

Chaco apuesta que crezca el sector de las energías renovables en su territorio, principalmente con sistemas fotovoltaicos. 

En primera instancia hay dos proyectos privados en stand by, producto de las licitaciones públicas del Programa RenovAr. El primero de ellos es una planta solar en Sáenz Peña que pertenece a Albares Energía S.A. y que aportaría 10 MW de potencia instalada al sistema eléctrico nacional.

Por otro lado existe un proyecto solar de 20 megavatios de potencia que estaba planificado en Villa Dolores, pero que actualmente la empresa encargada tiene la intención de trasladar a Pampa del Infierno, localidad cabecera del departamento Almirante Brown

Según lo que informó Diego Bois, Subsecretario de Energía y Servicios Públicos de la provincia, en el caso del Albares Energía S.A. hubo “problema de los créditos para el financiamiento», por lo que «se está trabajando con el Banco del Chaco para que esté la posibilidad que financie un 50% del proyecto y en saber cuáles son las garantías que necesita la empresa”. 

Mientras que por parte del proyecto de Pampa del Infierno, “se estaba gestionando que no se le cobren las multas por los retrasos que tenía el proyecto y se le permita el traslado”, notificó. 

Además, desde el Ministerio de Infraestructura, Logística y Servicios Públicos de Chaco están trabajando en conjunto con la empresa privada ALCAAL Group para la construcción de tres plantas solares, dos con almacenamiento, en el Impenetrable, más precisamente en Fuerte Esperanza, Nueva Pompeya y El Sauzalito. 

“Está en etapa de proyecto ejecutivo. Generarían 7,5 MW y la idea de esto es dar solución al sistema aislado que tenemos en dicha zona, que son aproximadamente 150 kilómetros de línea en 33 KV, que se alimentan de una generación diésel de 6 MW en Nueva Pompeya”, explicó. 

“La idea es reemplazar, al menos, parte de esa generación diésel por estos parques solares”, agregó

En este mismo proyecto, que posee un costo aproximado de doce millones de dólares, están en la búsqueda de financiamiento. En principio se aguarda la posibilidad de que lo subvencione la Nación, pero además analizan alternativas con la distribuidora provincial o algún otro fondo. 

En lo que respecta a generación distribuida en la provincia, ya poseen un usuario conectado: una empresa en el Parque Industrial de Puerto Tirol que acumula 30 kW instalados. 

“También hay varios con pedidos de factibilidad y estamos trabajando en conjunto con Servicios Energéticos del Chaco, Empresa del Estado Provincial (S.E.CH.E.E.P.), analizando y viendo cada uno de los proyectos”.

“Como la inversión es privada, vamos a tratar de impulsar algún beneficio extra o una línea de financiamiento con el Banco de Chaco para la compra de los materiales, que son la principal traba por el costo de instalación del equipamiento”, manifestó Diego Bois.

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Elié Villeda sobre contratos renovables: «Si hay retrasos en la interconexión son atribuibles a la CFE»

La disputa entre las energías renovables y la administración actual de México continúa y no es un problema reciente. 

Desde hace tiempo el Gobierno apunta que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) otorgó permisos por más de 132.000 MW de capacidad de generación, más del doble de la demanda máxima del sistema eléctrico que fue de poco menos de 50,000 MW, pero en junio de 2019.

A ello se le sumó en las últimas semanas la disposición de revisar los contratos de las renovables, e incluso previamente la Comisión Federal de Electricidad (CFE) culpó al propio ámbito por las fallas en el sistema eléctrico que afectó a más de diez millones de usuarios en el apagón del 28 de diciembre. 

Al respecto, Elié Villeda, referente del sector, opinó sobre las medidas y dichos por parte de la administración: “Los permisos que brindó la CRE es parte de la dinámica de mercado. Se tenían 5.8 GW de capacidad de la Comisión Federal de Electricidad que tenían que salir de operación por altos costos de operación y mantenimiento de 2018 a 2022”. 

“Al aplazar este plan, por cuestiones ideológicas, el mismo gobierno presionó al mercado. Pero no deben representar un problema para el sistema si se respeta el despacho económico”, explicó.  

– ¿Cuál es su consideración sobre la decisión de revisar los contratos de las renovables por parte del gobierno actual? 

– Desde el 2018 el Gobierno ha mantenido el mismo discurso, que los contratos son leoninos y desventajosos a la CFE. La misma industria está a favor de que se revisen, pero nunca se ha detonado una investigación formal por parte de la CFE a los contratos eléctricos.

Los contratos de las subastas se hicieron con estándares internacionales y con completa transparencia. Los dichos de revisar contratos son simplemente propaganda política. 

Lo mismo pasó con los dichos de que las energías renovables le costaban muy caro a la Comisión Federal de Electricidad. Se pidió información sobre los impactos económicos y no se tiene en los registros.  

– ¿Qué peligros puede haber? 

– El riesgo de cancelar un contrato de la subasta eléctrica afecta directamente a la calificación del soberano. No sé puede cancelar un contrato unilateral de interconexión o de compra de energía de la subasta energética. La CFE tiene obligaciones contractuales y si hay retrasos en la interconexión son completamente atribuibles a la CFE. 

Otra de las incertidumbres que surgen sobre la situación en México es la decisión de las empresas extranjeras de retirar o no los proyectos en el país, como el caso de Iberdrola SA que en su momento postergó la inversión en Tuxpan tras que la empresa eléctrica estatal se negara a suministrar gas a su central de US$1.200 millones que planificaba construir. 

Sin embargo, en este aspecto Villeda fue optimista ya que afirmó que “las empresas privadas ven el valor de contar con proyectos renovables en México para diversificar su portafolio de generación”. 

“Si deciden vender, la Comisión Federal de Electricidad puede levantar la mano si cuenta con el presupuesto y así ampliar su parque de generación”, añadió. 

Además, ratificó que “se tendría que cancelar completamente el mercado eléctrico mayorista para que empresas estuvieran forzadas a vender. Y se tendrían grandes problemas con los tratados internacionales y veríamos una ola de controversias”. 

Justamente uno de los acuerdos que firmó México fue el Acuerdo de París sobre el cambio climático, en vigor a partir del 2020, en el cual la nación norteamericana se comprometió a reducir sus emisiones de gas de efecto invernadero en un 25%.

– ¿Cuáles son sus expectativas de cara al 2021?

– Va a ser un año difícil para el sector energético. Creo que se seguirá acentuando el nacionalismo en el país y dañando la imagen de empresas extranjeras, además de atacar constantemente sin pruebas a las energías renovables. 

– ¿Cómo afectarían las elecciones federales de mitad de año?

– Son clave para el sector energético, ya que si se logra una mayoría por el partido de la actual administración, tendrían un camino fácil para lograr los cambios, como por ejemplo la iniciativa de sacar una reforma monopolizadora energética. 

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Regulación, financiamiento, crear demanda y desarrollo: los ejes de Chile para exportar hidrógeno verde

Ayer se llevó a cabo un seminario producido por Pemer, titulado «Nuevos mercados, el hidrógeno y nuevas tecnologías I».

Una de las ponencias más destacadas fue la de Max Correa, jefe de la División de Combustibles y Nuevos Energéticos del Ministerio de Energía de Chile.

“Queremos ser capaces de producir hidrógeno verde a menos de 1,5 dólares el kilo, porque con ese costo podremos ganarle al diésel y al hidrógeno gris”, soltó el funcionario, quien dio precisiones sobre las últimas novedades de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde que está llevando a cabo el país.

Cabe recordar que esta política fue anunciada por el Gobierno chileno a fines del año pasado y tiene como horizonte lograr producir 25 GW de hidrógeno verde (generado con renovables) al 2030.

A un precio de 1,5 dólares el kilo, este combustible elaborado a base de agua logrará instalarse para diversos usos y aplicaciones en áreas clave como la industria, el sector energético y el transporte.

Correa puntualizó que la Estrategia se está enfocando sobre tres etapas. La primera es identificar seis nichos donde poder empezar a aplicarse con prontitud. Estos son: las refinerías, el amoníaco, camiones mineros, camiones pesados de ruta, buses de larga distancia y la inyección de un 20% de hidrógeno verde en redes de gas.

Las otras dos etapas corresponden, a, por un lado, la exportación de amoníaco verde; por otro, la exportación de hidrógeno verde (donde también se incluye el metanol verde y combustibles sintéticos).

“De acá al año 2050 podríamos tener exportaciones valorizadas en 33.000 millones de dólares, lo que se asemejaría al tamaño que hoy tiene la industria minera en Chile”, destacó el joven funcionario del Ministerio de Energía, al tiempo que precisó que buena parte de esos envíos irán a parar a Japón, Corea y Europa.

Pero Correa advirtió que este objetivo se cumplirá si se establecen cuatro prioridades: regulación y permisos; financiamiento e incentivos; demanda doméstica e internacional; y desarrollo local.

Respecto a la primera, (regulación y permisos) el funcionario explicó que los objetivos serán dos: reducir la incertidumbre en el mercado para que los privados se animen a invertir; y reducir la complejidad para el desarrollo de nuevos proyectos.

El jefe de la División de Combustibles y Nuevos Energéticos del Ministerio de Energía, explicó que se está desarrollando una regulación de manera rápida para dar lugar a la proliferación de proyectos. “Tenemos una meta que cumplir al 2025 (5 GW de hidrógeno verde) y 2025 es mañana”, indicó.

Contó que han realizado un cronograma para mantener a raya el objetivo. “Llegamos a establecer que podemos demorarnos menos de la mitad del tiempo en tener el reglamento final de hidrógeno. Y esperamos tenerlo listo y mandarlo a Contraloría a fines de este año”, adelantó.

Por otra parte, como ya anunció oportunamente el biministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet, el Gobierno ingresará una Ley de Hidrógeno Verde al Congreso para incluir este fluido a la red de gas natural. “Es un proyecto que queremos lazar muy pronto y estamos trabajando con la CNE (Comisión Nacional de Energía) en su elaboración”, detalló Correa.

Asimismo, comentó que están trabajando en una mesa técnica con el Ministerio de Hacienda, donde se elaborará un informe (estaría listo a mediados del 2022) que evalúe mecanismos económicos y tributarios para acelerar la transición energética hacia la carbono neutralidad. “Aumentar el impuesto al carbono obviamente que ayudaría a que todo esto se desarrolle mucho más rápido”, sopesó el funcionario.

Fuente: Pemer

Financiamiento para mayor competitividad

En cuanto al factor de financiamiento e incentivos para el desarrollo de este combustible producido a base de agua, Correa destacó dos puntos: reducir brechas de costos para impulsar su producción y promover el impulso de proyectos tempranos.

“Estamos hablando con distintos bancos de desarrollo y bancos internacionales para ver cómo podemos obtener garantías, prestamos, financiamiento concesionado o blando, para poder contar con recursos baratos para el financiamiento de proyectos”, confió el jefe de la División de Combustibles y Nuevos Energéticos del Ministerio de Energía.

Por otra parte, adelantó que en marzo estarán disponibles las bases del fondo por 50 millones de dólares para apoyar a la industria. “Tendrá el carácter de subsidios para proyectos tempranos que tengan una clara proyección, reducción de costos y gran tamaño, porque queremos que los proyectos se desarrollen en Chile lo antes posibles”, informó.

Demanda

Para que haya oferta se debe crear también la demanda, observó Correa. Para ello, explicó que se están promoviendo líneas de incentivo para el consumo de hidrógeno verde en la actividad minera, generando acuerdos público-privado, desarrollando un plan de transición con ENAP para utilizar hidrógeno verde en refinerías y apalancamiento de capacidades e infraestructura existentes.

También se están estableciendo modelos de importación y exportación que permitan captar la actual demanda internacional de hidrógeno actual. “No nos queremos quedar fuera de la cuota de mercado que podemos obtener”, enfatizó el funcionario y anticipó: “ya tenemos conversaciones iniciadas con Alemania, los Países Bajos, Corea, Japón”.

Desarrollo local

“Nosotros queremos que esto genere y produzca mucho valor en nuestro país”, resaltó Correa en cuanto al desarrollo de toda la actividad que promete el hidrógeno verde.

Y adelantó: “Tenemos una serie de estudios ya financiados para este año, gracias al apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), para entender cuáles son los requerimientos e infraestructura de capital humano; los expertos que se van a requerir; cómo se tienen que transformar los distintos componentes de la cadena de valor; qué tiene que suceder en Magallanes (sur) y en el norte de Chile para que se creen la cadena de valor y un círculo virtuoso de poder desarrollar los proyectos en el país”.

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Mujeres impulsan el debate en el sector energético de Centroamérica

La Red Centroamericana de Mujeres en Energía promete un nuevo podcast con capítulos bimestrales que tratarán temas técnicos y de coyuntura sobre el sector energético regional.  

En las entregas que tienen previstas para este año, las mujeres miembro de la Red dialogarán abiertamente sobre:

-Los efectos de la pandemia en el sector energético y las perspectivas de negocios en 2021;

-Inversiones futuras en el sector energético centroamericano, tanto en proyectos convencionales como nuevas tecnologías e innovación para impulsar la transición energética 

-Los retos de la integración regional, las posibles mejoras a este mercado eléctrico y las expectativas de nuevas transacciones regionales eficientes 

-Marcos regulatorios e incentivos para electromovilidad en países como Costa Rica, El Salvador, Guatemala y Panamá  

Dentro del plan de acción que tiene este grupo de mujeres para este año también se destaca la institucionalización de su red. 

Ingrid Chávez, vocera de este grupo de mujeres adelantó a Energía Estratégica que iniciarán los trámites de obtención de personería jurídica.

Además, sus miembros elaborarán su estatuto y estructura como organización para dar seguimiento a las actividades, realizar trabajos administrativos y conformar comités de trabajo. 

Este grupo de mujeres ya nuclea a una representante por cada país de Centroamérica pero aspira a sumar nuevas integrantes que se interesen en defender la equidad de género en el sector energético e impulsar nuevos negocios en la región. 

“Todas las miembro de esta red coincidimos en que el objetivo no es hablar exclusivamente de feminismo. Partimos de nuestra condición de mujeres y empresarias para empezar a promover y trabajar en nuevas oportunidades de negocios que podemos generar siendo parte importante del sector productivo y como participantes en la toma de decisiones que marcarán el rumbo del mercado”, concluyó la referente empresaria.

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Gianni Chinetta fue nombrado CEO del Global Solar Council

«Me siento honrado de seguir sirviendo al sector de la industria solar en un momento tan difícil para nuestro planeta. Agradezco a la junta de la SGC por la confianza», declaró en sus redes sociales Gianni Chianetta, tras ser designado CEO del Global Solar Council.

El dirigente ve en la región una gran oportunidad de expansión. «América Latina es el mercado emergente más prometedor del mundo y puede ser un mercado global líder como Europa y China, gracias a la alta irradiación en muchas áreas y sus características geográficas», expresó en entrevista con Energía Estratégica.

En este sentido plantea que «los inversores de todo el mundo están mirando a América Latina como una de las zonas del mundo con más potencial, aunque la inestabilidad es uno de los factores clave que desalientan las inversiones».

Lo sostiene en función de la posibilidad que ve en la fotovoltaica de desarrollarse en diferentes escalas. «En América Latina hay espacio para todo tipo de instalaciones: grandes plantas, comerciales y residenciales con espacios para plantas de producción de todos los componentes y creación de millones de empleos».

«América Latina también tiene zonas sin red o con red débil y la energía solar fotovoltaica representa la oportunidad de brindar energía a bajo costo a las zonas más vulnerables», destaca Chianetta.

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Panamá anunció medidas para ahorro energético en instituciones públicas y privadas

Impulsar proyectos de ahorro energético en el sector público a través de la figura del “Administrador Energético” iniciará en las próximas semanas liderado por la Secretaria Nacional de Energía, con el acompañamiento de Organismos Internacionales como la Organización Latinoamericana de Energía, el Programa para América Latina y el Caribe para Eficiencia Energetica, y la Cooperación Austriaca para el Desarrollo

La conformación de estos Comités de Energía en todas las entidades del Estado deberá inducir un ahorro significativo en la facturación estatal, lo que contribuye directamente en una reserva en este renglón del gasto público, y a su vez es cónsono a los objetivos establecidos en la Agenda de Transición Energética, y su Estrategia de Eficiencia Energética.

Los sectores con mayor potencial de ahorro y las instalaciones de energías de mayor consumo serán las principales destinatarias. El programa incluye varias etapas cuyo éxito estará sujeto al seguimiento que el funcionario o funcionarios encargados mantengan sobre la edificación estatal.

Durante el encuentro virtual, el Secretario de Energía, Dr. Jorge Rivera Staff manifestó que “el sector oficial cuenta con un importante margen para introducir medidas correctoras que minimicen el consumo y por tanto su factura energética, favoreciendo la utilización de los recursos de todos los panameños”.

Andrea Heins, consultora independiente con experiencia en eficiencia energética y fomento de energías renovables por más de 20 años en Argentina, asesoro al grupo de “Administradores Energéticos” presentes en el encuentro sobre las herramientas para la preparación de un Plan de Gestión de Eficiencia Energética en las Instituciones Públicas, quien a su vez reiteró que “para obtener resultados constantes es primordial la realización de auditorías e implantación de sistemas de gestión energética avanzada y sistemática–como la ISO 50001- y la renovación de sistemas de alumbrado, entre otras”.

Por otra parte, en materia de transporte, la Agenda de Transición Energética contempla una transformación de la flota vehicular en calidad de descarte por el reemplazo de vehículos eléctricos, tal es el caso del plan que se ejecuta junto a Transporte Masivo (MiBus) para el recambio de su flota, una vez cumplan con su vida útil.

Como novedad, este ejercicio incluirá una línea de apoyo específica por parte de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), quien estuvo representada por el Ingeniero Andrés Schuschny, Director de Estudios, Proyectos e Información, al igual que los técnicos de la Secretaría Nacional de Energía.

La Secretaría Nacional de Energía reafirma con este acto su interés en adoptar medidas a través de una gestión eficiente de la energía para promover cambio de conducta y generar en los funcionarios un uso responsable de los recursos, así como una correcta práctica del consumo responsable de la energía eléctrica

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Hanne Casasola es nombrada Chief Financial Officer de Siemens México, Centroamérica y el Caribe

Siemens ha nombrado a Hanne Casasola Rodenbach como CFO para la región de México, Centroamérica y el Caribe. Hanne asumió el cargo de Chief Financial Officer de la compañía y Head of Finance de la división Digital Industries desde el 1º de enero de 2021 en sustitución de Julio Alberto Serrano Valdés quien asumirá una función global.

“Estoy muy agradecido por todas las oportunidades de crecimiento que nuestra compañía ofrece, ya que ahora podré experimentar un rol global que sin duda me dejará muchos nuevos aprendizajes. No me cabe duda de que Hanne no solo continuará con los planes y estrategias en los que hemos trabajado estos últimos años, sino que brindará mucha frescura y nuevas ideas a este maravilloso equipo.” Mencionó dentro de su discurso de despedida Julio Alberto Serrano.

Hanne Casasola tiene una amplia trayectoria de más de dos décadas en Siemens siendo tan solo una de las historias de mujeres profesionistas que han forjado una carrera firme y consolidada en este gigante tecnológico alemán; Hanne se ha desempeñado exitosamente en puestos directivos de manera estratégica en el área de Finanzas para Siemens.

“Asumo esta posición con mucha alegría y responsabilidad. Este nombramiento representa un gran reto en mi carrera profesional y un compromiso con todas las mujeres que formamos parte de Siemens para impulsar el liderazgo femenino dentro de la organización, que sin duda ha permitido desarrollarme como profesional a lo largo de más de 20 años, en los que el trabajo colaborativo ha sido la clave para estar el día de hoy en uno de los cargos más importantes de la compañía”, mencionó Hanne Casasola, CFO de Siemens México, Centro América y el Caribe.

Por su parte, Alejandro Preinfalk, Presidente y CEO de Siemens México, Centroamérica y el Caribe dijo que «Las personas que se comprometen, son innovadoras y destacan son un factor clave para el éxito de una empresa. Estamos muy contentos con el nombramiento de Hanne, una integrante de la familia Siemens que tiene toda la experiencia y conocimiento de la región. Su nombramiento es también un paso importante en la consolidación del equipo directivo de Siemens».

«Bajo el liderazgo de Hanne, Siemens continuará expandiendo nuevas formas de colaboración en esta era cada vez más digital. Sin duda Julio sentó grandes bases para que Hanne continúe con la construcción y desarrollo del equipo que nos permita seguir construyendo el futuro día con día.» agregó Preinfalk.

La nueva CFO será pieza clave dentro del equipo directivo de Alejandro Preinfalk en la región, asimismo tendrá la encomienda de fortalecer al equipo financiero de Siemens ante los retos actuales del mercado. Hanne cuenta con estudios en Administración de Empresas Industriales en la Escuela de Formación Dual Alemana de Guatemala, posteriormente obtuvo un posgrado en la Universidad Francisco Marroquín y con un MBA por la Escuela Europea de Administración y Tecnología.

“Uno de mis principales motores es el crear equipos de trabajo resilientes con base en el espíritu de adaptación, por lo que en esta nueva etapa nos fortaleceremos de cara a los nuevos retos que el mundo nos demanda” finalizó Casasola.

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El plan de EPM: operar 400 MW eólicos y solares al 2025 mientras se enfoca en generación distribuida

Empresas Públicas de Medellín (EPM) es una de las compañías más importantes de Colombia. Distribuye y comercializa energía eléctrica al 21,11% de la demanda de ese país; además de dar servicios de gas por red, agua y saneamiento a 123 municipios de Antioquia, atendiendo a 3,6 millones de habitantes.

Cabe destacar que el año pasado EPM amplió su espectro eléctrico con la adjudicación parcial de Elecricaribe, la cual bautizó como Afina. La subsidiaria opera en los departamentos de Bolívar, Córdoba, Sucre y parte de Cesar, donde distribuirá energía a 1,51 millones de clientes, produciendo ventas anuales calculadas en 6.431 GWh.

La compañía es considerada como una de las ‘incumbentes’ de Colombia, porque además de distribuir energía eléctrica la genera. Opera más de 3.000 MW provenientes, principalmente, de centrales hidroeléctricas, termoeléctricas. Pero también cuenta plantas eólicas y solares.

“EPM ha sido pionera en la generación eólica en Colombia con su Parque Jepírachi desde 2004, recientemente incursionó en la generación solar y tiene el propósito de continuar aportando al desarrollo de estas tecnologías en el país”, destacan voceras de la empresa, en diálogo con Energía Estratégica.

Aseguran que la compañía paisa tiene entre sus planes tener instalados y operativos “al menos 400 MW eólicos y solares de nueva generación en Colombia a partir del 2025”, “lo cual equivale a una aspiración en energía de 1.000 GWh/año”, precisan.

Las voceras confían que EPM evalúa presentarse con alguno de estos proyectos a la subasta a largo plazo de energías renovables. “Nos encontramos a la espera de que el Gobierno informe las condiciones específicas de la subasta anunciada para poder tomar decisiones respecto a nuestra participación”, indican.

De acuerdo a lo adelantado por funcionarios del Ministerio de Minas y Energía, la licitación se enfocará para abastecer al mercado no regulado. En marzo la cartera energética daría mayores precisiones sobre la convocatoria.

Generación Distribuida, tema clave

Entre sus planes de negocio, EPM se enfoca a proveer servicios de autogeneración por medio de fuentes de energías renovables a distintos usuarios, el proceso se conoce como Generación Distribuida.

¿Qué ofrecimientos hace la compañía? Las voceras de la empresa detallan:

En Generación Distribuida, las alternativas de EPM para los clientes son:

– Soluciones solares integrales para hogares y empresas: incluyen la asesoría, diseño, instalación y mantenimiento de sistemas solares que permitan al cliente generar la energía para sus actividades, monitorear su consumo, vender la energía que no utiliza, y así, optimizar el uso de la energía convencional. Para esta alternativa, el cliente es el propietario de la instalación solar.

A la fecha se cuenta con 31 soluciones instaladas, que equivalen a 313,6 kWp. Se espera en 2021 duplicar la capacidad instalada respecto a lo ejecutado en 2020.

– Venta de energía solar para grandes consumidores (Instalaciones con consumos superiores a 55.000 kWh/mes): se ofrecen soluciones en las que no se requiere inversión en infraestructura por parte del cliente, lo que le permite destinar estos recursos a la ejecución de sus planes de negocio y a la optimización de sus procesos productivos, mejorando, además, sus indicadores de sostenibilidad y reduciendo su huella de carbono.

Dichas soluciones se entregan a través de un contrato de venta de energía que asegura una gestión confiable y completa, con supervisión en línea, operación y mantenimiento del sistema solar durante el plazo del contrato.

A la fecha, se tienen 10 soluciones aceptadas bajo el modelo de solución Solar PPA que suman una potencia instalada de 4,1 MWp y se tiene previsto para el 2021, consolidar este tipo de ofertas y triplicar dicha capacidad.

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Marcelo Álvarez: “Se debería devolver toda la potencia reservada al sector renovable con nuevas subastas o el Mater”

La resolución de los contratos pendientes de las licitaciones públicas del programa RenovAr y del Mercado a Término (MATER) sigue siendo un tema de debate en el sector energético de Argentina.

Proyectos que aún no tienen una disposición asegurada y que representan  aproximadamente 2000 MW en stand by, con inversiones cercanas a 2.000 millones de dólares sin concretarse.

Para aportar una voz más al asunto en cuestión, Energía Estratégica contactó a Marcelo Álvarez, responsable de Relaciones Institucionales & Desarrollo Regional en ITASOL.

“Debería analizarse caso por caso cuáles son factibles de ejecutarse y cuáles no. Analizar causas para discriminar qué fue especulación y qué fue cambio de condición de desborde en la macroeconomía del país”, comentó el especialista.

“Se debería devolver toda la potencia reservada al sector renovable, ya sea con nuevas subastas con las modificaciones que quiera hacer el gobierno, o en el Mercado a Término, pero se debe sostener esa capacidad de despacho en el ámbito de las energías limpias”, agregó.

Otra de las preocupaciones que destacó Álvarez es el cumplimiento con las metas de la Ley 27.191, detalladas en el Artículo 5º, que indica que el consumo total de energía a nivel nacional esté cubierto en, al menos, 20% con energías renovables.

– ¿Por qué se llegó a esa situación? – “Se dio la tormenta perfecta: Falta de política para el sector, por lo menos explícita, además de un problema financiero macroeconómico que excede a las renovables y un problema global como la pandemia que retrasó todo”, explicó.

Como solución a este problema propone “tener una política justa, con soluciones generales donde todos los jugadores sepan a qué atenerse, pero que a la vez sea contemplativa con los casos de fuerza mayor”.

Con ello apuntó principalmente a los actores “especuladores” que ingresaron a un mercado con proyectos que posteriormente vendieron sin saber si eran ejecutables o no. Dado que aquellos que no son ejecutables ocupan parte de la capacidad de despacho potencial del sistema y “genera perjuicios a terceros, al Estado nacional y a privados”.

Y si bien afirmó que “sería muy estricto con los especuladores”, también aclaró que “hay otros proyectos serios a los que en el medio les cambiaron las condiciones para el financiamiento” y no pudieron construirse, con los cuales tomaría una determinación más contemplativa.

Por último, en lo que refiere al mercado entre privados lo ve con buenos ojos: “Es una iniciativa, un instrumento que en un mercado en equilibrio debería funcionar”.

“El problema es que en Argentina casi ningún privado quiere tomar un contrato a término en dólares de mediano o largo plazo. No sabe si el precio que está contratando lo va a dejar fuera de mercado o no. Es una lotería que pocos jugadores pueden jugar”.

“Y las energías renovables son un elemento de democratización del sistema. Tendrían que ser un instrumento para que las PyMES se integren y tengan un impacto en las economías renovables y no sólo concentrarse en los grandes jugadores”, argumentó Álvarez.

 

 

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República Dominicana discute las características de su licitación de 400 MW renovables

Según pudo saber Energía Estratégica, este año República Dominicana avanzará con su ansiada licitación de 400 MW para energías renovables. 

“Definitivamente se va a abrir una licitación de energías renovables”, aseguró una fuente confiable a este medio. 

Y en exclusiva declaró que la misma será para 400 MW de energía nueva que busque encuadrarse en PPAs a largo plazo.

En detalle, el referente consultado explicó que el esquema que perseguiría el Gobierno se dividirá en 3 etapas:

La primera sería para los proyectos que tienen concesión definitiva y que estarían en condiciones de empezar las obras ni bien se adjudiquen y firmen los contratos PPA, y así poder entrar en operación comercial en un plazo estimado de un año. 

Podrán entrar en la siguiente etapa aquellos que tengan concesión provisional.

Y finalmente aquellos que aún necesiten solicitar la concesión provisional, gestionar los permisos medioambientales, estudios eléctricos y más (proceso que podría durar hasta dos años) entrarían en la etapa final. 

De acuerdo a registros públicos de la Comisión Nacional de Energía existen en la actualidad 31 proyectos renovables con concesiones definitivas otorgadas (entre ellos eólicos-solares-minihidro-bioenergías), 24 adicionales con concesiones en trámite, 36 concesiones provisionales otorgadas y 15 concesiones provisionales en trámite.

¿Los 400 MW anunciados serían sólo para los primeros o para la totalidad? Eso aún estaría en revisión junto con el precio de referencia para competir en la licitación.

Considerando que los precios del mercado spot se muestran cada vez más bajos, República Dominicana esperaría que una convocatoria a PPAs a largo plazo demuestre mayor competitividad. 

Nuevos horizontes de inversión

Este medio también consultó sobre la diversificación de la matriz en la isla. Todo indicaría que luego de la licitación de energías renovables vendría una destinada a gas u otras tecnologías firmes que garanticen la seguridad y confiabilidad del suministro eléctrico. 

¿Sería momento de plantear proyectos con baterías? Aunque no está descartado, no sería el momento. En el corto plazo, la solución costo/beneficio que se identificaría en este país se apoya en la idea de acompañar la transición energética con gas. 

“No hay que olvidar la regulación de frecuencia. Si queremos continuar con prioridad en el despacho de energías renovables en nuestra isla, debemos incorporar también gas, sino corremos el peligro de desplazar a todas las centrales que brindan el servicio de regulación de frecuencia cuando haya bajas de demanda”, amplió el referente consultado. 

Otro tema que se maduró en el Gobierno puertas adentro fue precisamente diferenciar las licitaciones y convocar una exclusivamente para renovables y otra exclusivamente para gas. Aunque aún hay detalles en evaluación, esta afirmación sería la más cercana a lo que sucederá este año.

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Alertan que los límites a la generación distribuida frenan las energías renovables en Panamá

¿Hasta qué punto aguanta el sistema eléctrico más energías renovables? ¿Es momento de empezar a incorporar baterías para el almacenamiento? ¿Y si se incluye gas sería un retroceso a la transición energética? Estos y otros interrogantes siguen siendo discutidos en mercados de Latinoamérica, con lo cual el debate aún sigue abierto.

En Panamá por ejemplo, en autoconsumo ya existen al menos 40 MW instalados. Sin embargo, existen dos topes previstos por el marco legal panameño que limitarán enormemente su expansión. Uno del 10% de la demanda máxima y otro de 2% del consumo por distribuidora. Y, aunque este segmento del mercado está aún lejos de rozar el primer porcentaje, acercarse al segundo valor podría complicar los permisos de nuevas inyecciones de energía en las redes de distribución. 

“La idea no es que se suba el porcentaje a tal o cual porcentaje de manera arbitraria, sino que se realice un estudio que determine que sí es posible ampliar las instalaciones de autoconsumo y donde debe reforzarse la red para continuar las interconexiones”, opinó Nanik Singh Castillero, director de Energy Experts Global y Potencia Verde. 

Si en la escala de generación distribuida se plantean dudas, el sector utility scale no es ajeno al debate sobre cuánta capacidad renovable se puede seguir sumando sin alterar la seguridad y confiabilidad del suministro eléctrico. 

De aquellas premisas, el empresario consultado desprende una serie de pasos requeridos en el Sector Energético Panameño para una recuperación verde. Los dos primeros, serán en respuesta a las problemáticas planteadas en este artículo: 

“-Hacer un estudio integral de la capacidad actual y requerimientos de las redes de distribución para integrar generación distribuida solar. Este estudio debe ser gestionado por la ASEP.

-Que la ASEP elimine el tope arbitrario que tienen los sistemas de auto consumo de renovables, es decir los techos solares. Ya estamos llegando al 50% de la energía permitida”, señaló Nanik Singh. 

Tras un 2020 crítico, el sector aguarda por un aumento de la demanda cuando se retome la “Normalidad”. Muchas empresas incluso estarían esperando que se autorice la figura de grandes clientes para poder realizar compras de energía al por mayor. Este escenario también tiene su atractivo, explicó el referente de Potencia Verde:

“Dios mediante, esperamos que este año finalice la pandemia y poder retomar el trabajo. Cuando esto suceda las empresas correrán a buscar energías renovables, pero si estas están limitadas, esto significará además otro gran cuello de botella para el desarrollo y recuperación económica del país”.

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Empresas mexicanas confían en duplicar sus instalaciones de generación exenta renovable este año

El año pasado Agustín Origel Berrones, Director de Proyectos en SUJIO, dio detalles sobre el crecimiento de los generadores exentos en México en diferencia con la generación distribuida y el proyecto que planteó la compañía. 

En aquel entonces no sólo señaló la diferencia en contraprestación por la generación de la energía, sino que también resaltó el mayor conocimiento del sector por parte de todo tipo de clientes y que la vista positiva como un buen negocio, en parte por el beneficio en tiempos ya que la Generación Exenta no necesita un permiso de generación con la CRE, los cuales se tienen tiempos extensos para obtenerlos. 

Además, contó el rol que cumple SUJIO en este tipo de tecnología al ofrecer representación de los Generadores Exentos en venta total en el Mercado Eléctrico Mayorista, o bien en la venta de energía a un precio y duración pactados como suministradores de servicios calificados

A casi un año desde dicho contacto, Energía Estratégica volvió a comunicarse con Origel Berrones con tal de conocer los avances en el sector. 

“Cumplimos nuestras metas del año pasado, las cuales nos abrieron nuevas puertas. Trabajamos muy duro y en cierta manera lo estandarizamos internamente. La buena actividad del año pasado nos permitió lanzar más parques de generación exenta, en conjunto con otros clientes”, explicó el especialista. 

“Durante 2020 cumplimos los 10 MW que planteamos y ya este año estamos hablando de otros 20 MW adicionales, ese es nuestro objetivo”, añadió. 

En lo que respecta a tecnologías, durante el 2020 trabajaron con sistemas fotovoltaicos, pero este año incorporarán biomasa, es decir, un motor-generador alimentado por gas orgánico, biogás. 

– ¿En qué entidades federativas identificaron la posibilidad de aumentar en este tipo de oferta? 

– En el Estado de Jalisco, Guanajuato, Baja California Norte y estamos por explorar Veracruz. Ya tenemos un cliente de biogás y en conjunto con la empresa hermana del grupo HHGM (EPC), estamos listos para construir y gestionar la interconexión con la red general de distribución, con la intención que el moto-generador esté interconectado para inyectar energía. 

– Una de las barreras que encontró el Gobierno Federal para las renovables era la variabilidad… ¿Con esto le harían frente a aquel prejuicio con energía firme también renovable?

– Exactamente. Aquí la clave es la buena relación que se crea. Nosotros como suministradores tenemos que ejercer como un coordinador de proyectos. Se debe ver que todo el equipo externo, en este caso el cliente, el distribuidor que es la Comisión Federal de Electricidad y el Centro Nacional de Control de Energía, esté normalizado y estandarizado para que todos los trabajos salgan correctamente, cumplan con todas las normas y reglas para evitar dejar pendientes de lado. 

“Para nosotros es muy importante tener todo bajo el manual y la regulación, tener una excelente relación laboral convencional con las partes, CFE y CENACE”, concluyó.

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Los impactos que generará el hidrógeno verde en la zona centro-sur de Chile

Ayer se llevó a cabo el segundo webinar de Misión Cavendish, donde se versó sobre el potencial del hidrógeno verde en la Macrozona Centro Sur de Chile.

Una de las ponencias estuvo a cargo de Rodrigo Díaz, Socio profesional de H2 Chile y asociado para la Zona Sur de Chile.

Allí el directivo desatacó la oportunidad que tiene la industria y agroindustria a con el desarrollo de hidrógeno verde a precios competitivos.

“Podemos disminuir costos en la producción de manufacturas y agregar valor a la producción actual”, aseguró, al tiempo que resaltó que en la zona las actividades a potenciar son el sector energético, siderurgico, químico, astilleros, forestales, petroquímica, celulosa, pesquera, agro.

Además enfatizó en las posibilidades de desarrollar capital humano que se forma en las universidades de la zona, e hizo especial hincapié en los recursos energéticos renovables de esa región, que permitirán bajar los precios del hidrógeno para transformarlo en el combustible que predomine en el futuro.

La central centro y sur de Chile principalmente cuenta con gran potencial hidroeléctrico, biomásico y eólico.

Fuente: H2 Chile

También destacó que en el sector transporte el hidrógeno puede motorizar el funcionamiento de las máquinas agrícolas, vehículos livianos y pesados, astilleros navales.

Además, podrá reemplazar el combustible de las centrales térmicas a gas y carbón, fortalecer puntas de líneas y reemplazar las más de 600 calderas industriales que hoy operan en esa zona de Chile.

Asimismo mejoraría la calidad del aire por el uso residencial de leña y por la polución industrial.

Fuente: H2 Chile

Finalmente, Ruíz cinco pautas para que se pueda desarrollar el hidrógeno verde en Chile:

  • reducir la incertidumbre del mercado;
  • centrarse en aplicaciones tecnológicas de escala que creen una mejora en la inversión;
  • buscar complementariedad en soluciones de hidrógeno, como el desarrollo de las comunidades y su crecimiento;
  • priorizar el aumento de las tasas de utilización en las redes de distribución;
  • y facilidades para la inversión en este fluido a partir de renovables.

Y para la región centro y sur también estableció una serie de objetivos:

  • sistematizar y potenciar la capacidad de consumo de hidrógeno verde dentro de la red manufacturera de la región;
  • sistematizar estudios de caracterización de procesos sensibles al uso de hidrógeno verde;
  • trabajar con mesas sectoriales de las regiones para establecer proyectos pilotos donde se incorpore a la industria, al Estado, a las universidades y la comunidad;
  • revisar y planificar sobre la estructura existente, como en tuberías de gas natural donde se incorpore hidrógeno verde en pequeñas cantidades y de manera progresiva;
  • articular con centros internacionales;
  • motivar a los centros de I+D regionales a la vinculación para acelerar el arribo de resultados y beneficios.
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Chile: empresas esperan por la reglamentación de la Ley de Eficiencia Energética para reactivar el mercado

La semana pasada la Cámara de Diputados y Diputadas de Chile dio sanción al proyecto de Ley de Eficiencia Energética, que ya había tenido el visto bueno del Senado en abril del 2019. Ahora sólo resta su reglamentación.

Entre los puntos más destacados de la ley puede mencionarse que el Ministerio de Energía deberá elaborar un Plan Nacional de Eficiencia Energética cada 5 años y se establece que el primer programa deberá contemplar una meta de reducción de intensidad energética de al menos un 10% al 2030 respecto al año 2019.

Además deberá contemplar un objetivo particular para los consumidores con capacidad de gestión de energía, consistente en la reducción promedio de su intensidad energética de al menos un 4% en el período de vigencia del plan.

También se establece que los grandes consumidores de energía, que representan más de un tercio de la demanda de Chile, deberán realizar una gestión activa de sus consumos, implementando un Sistema de Gestión de la Energía (SGE).

Entre otras cosas, el texto propone que las edificaciones (viviendas y edificios), deberán contar con una Calificación Energética (Etiquetado) para obtener la recepción final o definitiva.

Para dialogar sobre la ventana de oportunidades que genera esta ley en sector de la eficiencia energética, Energía Estratégica habló con Nicolás Borlando Hipp, Director General de Efeyer.

¿Cómo se encuentra actualmente el mercado de la eficiencia energética en Chile?

Si bien es aún un mercado inmaduro en el país, éste ha ido en constante aumento con el paso de los años. En este sentido, la Asociación Nacional de Empresas de Eficiencia Energética de Chile ha realizado diversos estudios de mercado donde se evidencia el constante crecimiento de las empresas del rubro.

En lo personal, en Efeyer también hemos crecido constantemente. Por ejemplo, entre el año 2018 y 2019, nuestras ventas aumentaron en un 130%, mientras que entre el 2019 y 2020, debido al receso económico nacional y mundial, las ventas aumentaron solamente en un 25%.

¿Qué impulso cree que dará la reglamentación de la Ley de Eficiencia Energética al mercado?

Sin lugar a dudas significará un gran crecimiento de este mercado, ya que actualmente quienes se preocupan de la eficiencia energética son aquellas personas o instituciones que tienen una gran consciencia medioambiental, buscando en la eficiencia energética una oportunidad para generar un menor impacto, y a su vez, también quienes han entendido los beneficios económicos que trae consigo, dado que pese a ser una mayor inversión inicial, son inversiones muy rentables al mediano y largo plazo.

¿Cuáles son los trabajos de eficiencia energética más demandados?

En nuestro caso, lo que más realizamos son proyectos de ingenierías con criterios de eficiencia energética, desarrollando especialidades como climatización, electricidad y sanitario, las que desde etapas tempranas de diseño incorporan criterios que signifiquen una disminución en el uso de los recursos, lo cual, apoyado de un diseño pasivo también eficiente, puede significar ahorros económicos mayores al 50%, y ojo que no sólo hablamos de ahorros económicos.

Por ejemplo, en el centro sur de Chile, tenemos graves problemas de contaminación atmosférica, liderando el ranking de la peor calidad del aire en Latinoamérica, lo cual se debe principalmente a la falta de eficiencia energética en el parque inmobiliario y en los equipos de climatización, tomando esta realidad como caso base, fácilmente se puede reducir la emisión de material particulado por sobre el 80% al incorporar criterios de eficiencia energética al parque inmobiliario existente.

Nicolás Borlando Hipp, Director General de Efeyer

¿En qué proporción creen que podrán subir este tipo de trabajos tras la aplicación de la Ley de Eficiencia Energética?

El institucionalizar la eficiencia energética, sin lugar a dudas significará un aumento exponencial del rubro. Ya que, por ejemplo, la ley trae consigo la obligatoriedad de la Calificación Energética de Viviendas (CEV), lo que significa que todas las viviendas nuevas deberán etiquetarse energéticamente, con esto el comprador se comenzará a preocupar de comprar una vivienda eficiente, tal como sucedió con el etiquetado de electrodomésticos hace algunos años, donde los consumidores prefieren comprar un equipo con etiqueta A o superior, por sobre una etiqueta B o inferior.

Y si tomamos en cuenta, que al quinto año de funcionamiento de la CEV se habían calificado alrededor de 10.000 viviendas, mientras que en el mismo periodo se habían vendido más de 350.000 viviendas, las oportunidades que vienen, son inmensas, donde las inmobiliarias tendrán que competir en el mercado con atributos, tales como, el rendimiento energético de las edificaciones que vendan.

¿Hacen certificaciones energética de edificaciones? ¿Cómo se viene comportando este nicho de mercado y por qué es importante para los usuarios residenciales avanzar en este tipo de iniciativas?

Sí, en Efeyer contamos con asesores de la Certificación Edificio Sustentable, Certificación Vivienda Sustentable y Calificación Energética de Viviendas.

Este nicho, al igual que el rubro en general, es un nicho inmaduro con un fuerte potencial de crecimiento, por obligatoriedad, como ocurrirá con la aprobación de la Ley de Eficiencia Energética, como también por cambio en los hábitos y en necesidades de los consumidores, quienes cada vez más desean tener una vida más sustentable y amigable con el medioambiente.

Aquí es donde cobra gran relevancia los productos y servicios con criterios de sustentabilidad, como lo es la eficiencia energética, y como lo somos las Empresas Certificadas B, quienes tenemos como propósito liderar cambios en el mundo a través de nuestra actividad económica, buscando el triple impacto, tanto en lo económico, como también en lo social y medioambiental, que impactemos positiva y sustentablemente con nuestro actuar.

El equipo de trabajo de Efeyer

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Sorprenden las últimas cifras de Brasil en fotovoltaica: bajos precios mientras crecen grandes parques y generación distribuida

El segmento atrajo más de 13.000 millones de reales en inversiones en 2020, incluidas grandes plantas y sistemas de generación distribuida. El resultado representa un crecimiento del 52% en relación con las inversiones acumuladas en el país desde 2012.

Según la entidad, las inversiones en 2020 crearon más de 86 mil nuevos puestos de trabajo en Brasil, repartidos por todas las regiones del territorio nacional. Desde 2012, la fuente solar fotovoltaica ya ha movido más de R$ 38 mil millones en negocios y ha generado más de 224 mil empleos.

En 2020, las contrataciones crecieron un 62% en relación con los empleos acumulados en el país desde 2012.

En cuanto a la capacidad de generación de electricidad limpia y renovable, el Brasil dispone actualmente de 7,5 gigavatios (GW) de potencia operativa. Según ABSOLAR, el país pasó de 4,6 GW a finales de 2019 a 7,5 GW a finales de 2020, un crecimiento del 64%, incluso en medio de un año difícil de pandemia mundial.

En 2020, el mercado de la energía solar fotovoltaica proporcionó más de 3.900 millones de reales de ingresos a las arcas públicas, lo que supone un aumento del 52% con respecto al total recaudado en el período comprendido entre 2012 y 2019.

En el segmento de la generación centralizada, el Brasil tiene 3,1 gigavatios (GW) de potencia instalada en plantas solares fotovoltaicas, lo que equivale al 1,6% de la matriz eléctrica del país.

En 2019, la energía solar fue la más competitiva entre las fuentes renovables en las dos subastas de nuevas energías, A-4 y A-6, con precios medios inferiores a 21,00 dólares/MWh.

En 2020, el Gobierno Federal no realizó nuevas subastas de energía renovable debido a la pandemia.

Actualmente, las grandes centrales solares son la séptima fuente de generación más importante de Brasil, con proyectos en funcionamiento en nueve estados brasileños, en el Nordeste (Bahía, Ceará, Paraíba, Pernambuco, Piauí y Rio Grande do Norte), Sudeste (Minas Gerais y São Paulo) y Centro-Oeste (Tocantins). Las inversiones acumuladas en este segmento superan los 15.000 millones de reales.

Sumando las capacidades instaladas en los segmentos de generación distribuida y generación centralizada, la fuente solar fotovoltaica ocupa el sexto lugar en la matriz eléctrica brasileña, detrás de las fuentes hidroeléctricas, eólicas, de biomasa, de gas natural y de diesel termoeléctrico y otros combustibles fósiles.

La fuente solar ya representa una potencia instalada un 32% superior a la suma de todas las centrales eléctricas de carbón y nucleares, que asciende a 5,6 GW.

En el segmento de la generación distribuida, hay 4,4 GW de la fuente solar fotovoltaica, lo que representa R$ 20.000 millones en inversiones acumuladas desde 2012, repartidos en las cinco regiones del Brasil.

La tecnología solar se utiliza actualmente en el 99,9% de todas las conexiones de generación distribuida del país, liderando el segmento con facilidad.

El Brasil tiene más de 350 mil sistemas solares fotovoltaicos conectados a la red, llevando economía y sostenibilidad a unas 450 mil unidades de consumo. Está presente en todos los estados brasileños, siendo los 5 mayores en potencia instalada respectivamente: Minas Gerais, Rio Grande do Sul, São Paulo, Mato Grosso y Paraná.

«Aunque ha avanzado en los últimos años, Brasil -que tiene uno de los mejores recursos solares del planeta- todavía tiene un mercado solar que es todavía pequeño y muy por debajo de su potencial. Hay más de 85 millones de consumidores de electricidad en el país, pero sólo el 0,5% utiliza el sol para producir electricidad», dice Ronaldo Koloszuk, presidente del consejo de administración de ABSOLAR.

Según el director general de ABSOLAR, Rodrigo Sauaia, la energía solar tendrá un papel cada vez más estratégico en el logro de los objetivos de desarrollo social, económico y ambiental de Brasil, incluida la ayuda a la recuperación sostenible de la economía, ya que es la fuente renovable que genera más empleos e ingresos en el mundo.

«El sector solar fotovoltaico trabaja para acelerar la expansión renovable de la matriz eléctrica brasileña, a precios competitivos. Somos la fuente renovable más barata de Brasil y ayudaremos al país a crecer con una competitividad y una sostenibilidad cada vez mayores», señala Sauaia.

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Garantías de transparencia y mejoras regulatorias: las propuestas de Manning para reactivar energías renovables en México

Crece la preocupación por los órganos autónomos energéticos de México tras las declaraciones de Manuel Bartlett, Director de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), donde afirmó que todos pueden ser absorbidos por la dependencia bajo su poder o por la Secretaría de Energía, dirigida por Rocío Nahle, según informó elceo.com.

Esto continúa con la misma línea ideológica de la CFE de apuntar a las renovables como las culpables del apagón del 28 de diciembre y de las recientes declaraciones de Andrés Manuel López Obrador de revisar contratos de las energías renovables, entre otras medidas a lo largo del mandato.

Para colaborar al debate sobre lo que debería pasar con los órganos autónomos energéticos y el contexto actual del país, Energía Estratégica consultó a Andrés Manning, comisionado de la Comisión Estatal de Mejora Regulatoria del Estado de Hidalgo.

“Lo que debería aumentar es la garantía de las condiciones de transparencia. Si había alguna duda de la influencia de algún sector, público o privado, pues había que abundar en las medidas de transparencia y en las medidas regulatorias para asegurar que no hubiera ningún sesgo en las decisiones de los órganos autónomos”, aseguró el entrevistado.

“Los órganos autónomos, al tener independencia presupuestal y ciertos márgenes de libertad, pueden profesionalizar, capacitar y mantener una plantilla técnica que atienda situaciones de regulación”, explicó.

Además, mostró su apoyo hacia lo que se ha llamado una mejor práctica internacional, donde se define o se separa las facultades de políticas públicas y las facultades regulatorias que tienen los Gobiernos:

“Creemos que esto era un paso hacia una mejora regulatoria, una cuestión de simplificación, con mejores condiciones para los consumidores, en sus costos, acceso a la energía, mejores términos de competitividad y calidad. Y esto nos daba un sector energético más limpio y confiable”.

“Devolver esas atribuciones regulatorias a quienes, de alguna manera, están en la operación diaria en la función pública, es un error. Es un retroceso, no podemos ir en contra del mundo ni en materia de energías limpias ni en buenas prácticas”, advirtió.

Otro de los puntos a tener en consideración son los cambios dados en el último respecto a una reforma energética, y a la vez en relación a las futuras elecciones federales que se realizarán el 6 de junio.

Manning sostuvo que había que “afinar la reforma”, quizás por un avance tan veloz que tuvo previamente, es decir, esperaba una “reforma energética 2.0”, pero no un retroceso. “Había que mejorarla y perfeccionarla, pero eso no significa anularla”, señaló.

“Creo que uno de los grandes beneficios de la reforma energética eran las situaciones de ganar-ganar. Ganaba el consumidor, las empresas, el gobierno y la productividad del país”, profundizó el comisionado.

Ya bien adentrado en lo que podría suceder en Proceso Electoral Federal, en donde se elegirán quinientos miembros de la cámara de diputados federales, el experto dejó ver su postura: “El que se conserve esta línea impactaría negativamente en el sector energético. El sesgo va a ser más de lo que hasta ahora se ha impulsado, donde no habrá un peso y contrapeso”.

“En cambio, si hubiera un sano equilibrio de la correlación de poderes legislativo y ejecutivo, ayudaría a exponer y refrendar ciertas razones que permitan avanzar y perfeccionar en materia de la  reforma energética”, concluyó.

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Este mes se publicarán los pliegos de la subasta de almacenamiento de energía con baterías en Colombia

La Unidad de Planificación Minero Energética (UPME) está terminando de definir algunos aspectos de los pliegos definitivos de la subasta para el Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica con Baterías (SAEB).

De acuerdo a lo que pudo saber este medio, entre la semana que viene y la última de enero se estarán publicando los documentos definitivos de selección de inversionistas de la licitación.

Cabe recordar que este proyecto de acumulación eléctrica a través de baterías de gran envergadura (por una potencia de 50 MW) en la ciudad de Barranquilla, Departamento Atlántico, busca estabilizar deficiencias del sistema eléctrico de esa zona, donde con cierta frecuencia suelen darse apagones.

A pesar que el lanzamiento de la subasta se demoró más de lo pretendido por las autoridades gubernamentales, es probable que la fecha límite de entrada en operación del proyecto no sea modificada y quede para el 30 de junio del año 2022.

El proceso

El 18 de mayo del año pasado, el Gobierno de Colombia publicó los prepliegos de licitación (ver documentación) de la SAEB. Lo sometió a consulta pública hasta el 19 de junio pasado, donde participaron 56 empresas con más de 600 comentarios.

Este proyecto será el primero de Colombia (y de Latinoamérica) donde se haya instalado un conjunto de baterías por 50 MW para estabilizar el sistema eléctrico de una zona.

¿Con renovables?

Durante este último tiempo, a nivel mundial, se están desarrollando proyectos de energías renovables no convencionales, como energía eólica o solar fotovoltaica, con soporte de baterías.

En ese sentido, ¿el proyecto que está diseñando Colombia podría complementarse con renovables de este tipo? En una entrevista concedida a Energía Estratégica en septiembre del año pasado, Miguel Lotero, Viceministro de Energía de Colombia, consideró que sí.

“Creemos que nuestra red puede obtener muchísimos beneficios con la entrada de renovables y el aporte de los sistemas de almacenamiento”, destacó el funcionario.

Y se comprometió: “a partir de este proyecto, creemos que hay que seguir avanzando y que los sistemas de almacenamiento juegan un papel importantísimo en la incorporación de renovables: sobre todo porque mitigan la variabilidad”.

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Empresarios se reúnen con el Gobierno para acelerar desarrollo de 300 MW renovables en Panamá

En dos semanas, la Cámara panameña de Energía Solar se reunirá con autoridades de la Secretaría Nacional de Energía. Según precisó Rafael Galue, director ejecutivo del gremio empresario los temas principales que abordarán son: regulación de generación distribuida, el neteo virtual y, por otro lado, cómo se redestinarán los 300 MW pendientes a entrar en operación. 

“Desde el Estado hay muy buenas intenciones. Hay una estrategia desarrollada para avanzar en la transición energética hacia el 2030 y nosotros queremos ver cómo podemos ayudar a desarrollar los nuevos proyectos que son necesarios para que su estrategia sea viable. Si el Gobierno tiene la planificación, nosotros podemos encargarnos de la ejecución”  

¿Cuál es el origen de los 300 MW pendientes?

En marzo del 2020, dos centrales de gas que suman 300 MW deberían haber iniciado su construcción. Aquello no sucedió porque el Gobierno puso a revisión la licitación y posteriormente la canceló.

El sector empresario presupone que entre 150 MW y 200 MW de aquel total se redestinarán a una licitación donde se prevé que podrán participar energías renovables. 

“Los 200 MW de los que ha venido hablando Jorge Rivera Staff, secretario Nacional de Energía de Panamá, en casi todos los foros que ha asistido, creemos que serán los primeros en cubrir aquella capacidad pendiente a instalar”, consideró Rafael Galue, director ejecutivo de la Cámara panameña de Energía Solar. 

Ahora bien, también advirtió que “no se sabe a ciencia cierta qué va a pasar, cuándo o qué se licitará”. Lo que sí parece cierto, o es lo que resuena en el sector, es que se cancelarán los proyectos a gas y se buscará cubrir la demanda con nuevos proyectos renovables utility scale. 

Aún hay mucha prudencia por parte del Gobierno acerca del rumbo que tomarán con las nuevas licitaciones. 

En una entrevista exclusiva con este medio, el secretario Nacional de Energía de Panamá se refirió a dos tipos de licitaciones que se podrían impulsar, una a corto y otra a largo plazo. A finales del año pasado, el funcionario adelantó a este medio que estaban preparando una primera licitación “para que entidades del estado puedan transformarse en grandes clientes y puedan negociar el precio de su energía mediante contratos privados”.

También recomendó a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) elaborar y presentar ante la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP) los pliegos de cargo necesarios para efectuar otra licitación de corto plazo, destinada a contratar energía y potencia.

Por otro lado, comentó que su equipo además se está enfocado en estrategias para lograr flexibilizar el sistema eléctrico en su operación, de manera tal de poder incorporar mayor volumen de potencia eólica y solar fotovoltaica.

“Hay una serie de iniciativas que están surgiendo, a través de diversas herramientas de planificación y operación que permiten darle mayor flexibilidad al sistema para la incorporación de más energías renovables intermitentes”, explicó Rivera Staff.

Aquello iría en línea con la Agenda de Transición al 2030, que se apoya en un Plan Energético a Largo Plazo –aprobado en 2015–.

Panamá: gremio empresario plantea subastas de energía por tecnología y regulación de distribuida

 

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Cooperativas eléctricas plantearon a Darío Martínez por carta medidas de alivio reglamentando ley de presupuesto

«Debemos destacar que todas las cooperativas tanto aquellas que tienen deudas con el mercado eléctrico mayorista o con el proveedor de su energía, como las que no lo tienen, han sufrido un deterioro económico producto de los ingresos no percibidos», introdujeron desde FACE al Secretario de Energía Darío Martínez, a modo de «estado del arte» del sector, en una carta que fue enviada el pasado 8 de enero.

Y aducen que se produjo «ya sea por el congelamiento tarifario o por los aumentos de morosidad ante la prohibición de cortes de energía y por el aumento de costos que no se pueden controlar»

Este déficit financiero según  FACE «se ha financiado mediante la utilización de reservas de capital, paralización de obras y postergación de planes de mantenimiento».

En tanto, la nota que lleva la firma de Guillermo Farabello (Secretario) y José Álvarez (Presidente) de FACE, propone al Gobierno la participación del sector cooperativo en la reglamentación del artículo 87 de la Ley 27591 de Presupuesto Nacional año 2021.

«La aplicación del correcta del artículo 87 de la ley de presupuesto, permitirá corregir este deterioro económico y sobre todo recuperar la necesaria inversión en mantenimiento para resguardar una adecuada calidad de servicio», expusieron los dirigentes de FACE en su carta.

Con dicho objetivo, FACE ofrece a Martínez «participar con sus equipos de trabajo en la ardua tarea de la reglamentación del art. 87, ofreciéndole la colaboración desinteresada de nuestros técnicos especialistas en la actividad y con un amplio conocimiento del funcionamiento del mercado eléctrico mayorista como de las Cooperativas, grandes, medianas y pequeñas que dan el servicio en las pequeñas localidades de nuestro País».

«A todo evento, y más allá de concretarse el ofrecimiento anterior solicitamos expresamente que en la aplicación del art. 87 las distribuidoras cooperativas “aguas abajo”, es decir las que adquieren energía a otra distribuidora del MEM, que hayan cumplido adecuadamente con su obligación en el pago de la energía adquirida, o su deuda sea menor, en los términos del anteúltimo párrafo del art. 87, sean beneficiadas en esos términos, es decir con el crédito de 5 facturas, para los fines que expresa esa cláusula», puntualizaron en FACE.

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Pronóstico de Innovación Solar: las ventas de baterías aumentarán el 100% en México

Desde hace 10 años empresas como  Innovación Solar apuestan por la comercialización e instalación de este tipo de tecnología. Su director de Operaciones, Francisco Vargas Garibay, aseguró que el interés ha crecido y por ello su empresa amplió su oferta respecto al año pasado.

“Este 2021, creemos que podemos crecer un 100% en las ventas de baterías respecto al 2020”.

“Seguimos con Blue Planet Energy, indiscutiblemente una de las mejores marcas del mercado, e incorporamos a SimpliPhi Power, cuya química es comparable con Blue Planet aunque con un tiempo de vida y características menores”, detalló.

Ambas marcas se destacan por su mejor relación calidad/precio. Para ingresar en mercados más competitivos ahora las empresas empezaron a trabajar versiones LP, de a lo mejor menor número de ciclos, pero que se destacan por sobre otros productos con prestaciones similares provenientes de Asia.

Dicho aquello. Este año, ¿podrá ser el año de las baterías para almacenamiento de energía solar fotovoltaica? De acuerdo con el empresario el interés existe.

“Varios hoteles no tienen otra opción que optar por un sistema híbrido con almacenamiento de baterías, a causa de las limitantes de la red eléctrica como la capacidad de suministro en determinadas zonas del país”, señaló Francisco Vargas.

También usuarios residenciales buscan un respaldo de energía en sus instalaciones de generación distribuida.

“En el caso de los hogares, aquellos que incorporan estas tecnologías empiezan a jugar con los costos y tarifas que tiene CFE, para poder encontrar mayores ahorros. Ahora bien, la administración del propio consumo energético será clave para lograr una transición efectiva hacia el almacenamiento”, amplió el referente de Innovación Solar.

En este sentido, el empresario también consideró que determinados beneficios tributarios podrían apalancar aún más esta tecnología en el mercado.

“Si hubiera un beneficio fiscal pudiéramos tener un crecimiento de más de un 100% en lo que actualmente colocamos”, concluyó.

Francisco Vargas Garibay: «integrar a baterías con 21 años de esperanza de vida en sistemas fotovoltaicos resuelve la ecuación»

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Argentina mejora estándar de calidad de termotanques solares dando lugar a la industria nacional

La semana pasada se publicó la Resolución 753/2020 en el Boletín Oficial del Ministerio de Desarrollo Productivo. La misma pone en manifiesto un Reglamento Técnico que especifica los requisitos técnicos de calidad y seguridad que deben cumplir los colectores solares y sistemas solares compactos que se comercialicen en Argentina (Anexo al pie de nota).

Entre otros puntos, habrá mayor exigencia en la presión interna. La presión de trabajo pasará de 0,5 a 0,7 bar (unidad de presión equivalente a un millón de barias), mientras que la presión de ensayo también aumentará su presión de 0,7 a 1 bar.

Y para conocer cómo afecta esta medida al sector solar térmico, desde Energía Estratégica nos contactamos con Walter Ranieri, referente de ENERCOOP, una cooperativa que se dedica a realizar instalaciones y dar capacitación profesional en energía solar térmica y fotovoltaica.

“Desde la visión del impulso a la industria nacional, la resolución pone en pie de igualdad al producto nacional con el que viene de afuera, en cuestiones de características técnicas”, sostuvo el experto en la materia.

“La idea de la norma es apostar a que haya un mejor estándar de calidad y que lo que se ponga en el mercado sea del mismo nivel de aquello que la industria nacional está en condiciones de fabricar”, agregó.

Y si bien Argentina aún está lejos de competir con China, uno de los países con mayor crecimiento de energía solar térmica en los últimos años, dado que “los equipos que vienen de China no lo podes poner a competir técnicamente con uno”, Ranieri opinó que “es un camino que hay que recorrer” y ve la positiva la disposición.

Sin embargo, también señaló la importancia de las condiciones de los laboratorios argentinos: “Más allá de una declaración jurada, cuando los laboratorios puedan determinar los ensayos y tratar los equipos bajo la norma, entonces ahí tendremos una igualdad en relación a los productos de afuera”.

En cuanto al desarrollo del sector térmico y la utilización de recursos para calentar agua, el especialista comentó que “debe haber un crecimiento en función a permitir que el combustible se pueda destinar a los usos donde la energía solar no puede cubrir, o directamente derivar eso a la generación de energía en los sectores que más se necesitan”.

Anexos:

 

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Opinión: Costa Rica desaprovecha generación renovable

El 2020 fue atropellado y lleno de sorpresas para nada agradables gracias a nuestro desagradable compañero de viaje el COVID-19 que ralentizó la economía de nuestra región centroamericana. Tan es así que podemos hablar de una especie de parálisis dándose pocas novedades en materia de energías renovables.  

No obstante, el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) nos enseña a nosotros los Ticos, que nunca es tarde para tomar decisiones que nos ponen a pensar.  El 20 de diciembre del año pasado nos enteramos que el ICE tomó la decisión de no renovar contratos con generadores privados por lo que habrá que cerrar siete plantas privadas de energía renovable. 

Solo para ponerlos rápidamente en contexto. Costa Rica sigue teniendo el dudoso privilegio de que su sector de energía eléctrica está estructurado de forma monopólica y vertical.  Solo el Instituto Costarricense de Electricidad y su “hija” la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, pueden generar energía, distribuirla y comercializarla a lo largo y ancho de nuestro país. 

Como toda regla tiene excepción, nuestro sistema permite que otras entidades también puedan generar y comercializar energía. En un segundo nivel  del modelo tenemos a las 5 cooperativas de generación rural que pueden generar y distribuir electricidad en un territorio reducido, y 2 empresas municipales (esto por virtud de la Ley de Participación de las Cooperativas de Electrificación Rural y de las Empresas de Servicios Públicos Municipales en el Desarrollo Nacional).

En un tercer nivel tenemos a empresas privadas que pueden producir energía para su autoconsumo y vender los excedentes únicamente al Instituto Costarricense de Electricidad según la Ley 7200:  Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela. 

Esta norma permite dos tipos de esquemas únicamente:

  • Build Operate Own (BOO): solo pueden generar un máximo de 20 MW. Tienen un contrato de un máximo de 20 años con posibilidad de prórroga (pero no necesariamente por el mismo plazo).  El precio o tarifa lo fija la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos. 
  • Build Operate Transfer (BOT):  generan hasta un máximo de 50 MW a través de contratos de un máximo de 20 años. Al final del plazo, toda la planta y terrenos deben ser traspasados al ICE. Es decir, es una compra a prorrata cuya contraprestación es la tarifa que fije la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos.   La compra la hace el ICE mediante licitación pública y la última se hizo en el 2012)

Curiosamente, dice la norma, “la energía eléctrica generada a partir del procesamiento de desechos sólidos municipales estará exenta de las disposiciones de la presente Ley y podrá ser adquirida por el Instituto Costarricense de Electricidad  (ICE) o la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL), conforme a las tarifas aprobadas por el Servicio Nacional de Electricidad.” Es decir, estas plantas no tendrían limites en cuanto a potencia. Actualmente no hay una planta de energía que utilice como fuente los desechos y difícilmente la habrá por el momento en vista que la entidad estatal no está adquiriendo energía de ningún generador externo.

Este es el contexto.  Con la decisión del ICE, siete plantas de energías renovables (seis hidros y una eólica).  El primer argumento es que la energía no se necesita por una multiplicidad de factores: mala planificación, reducción en el consumo por ahorro de los usuarios, migración de industrias de alto consumo (textiles por ejemplo) a industria de servicios, etc.

Otro factor que influye, y bastante, es la urgente necesidad que tienen las autoridades internas de mejorar las finanzas de la institución a lo cual ya nos referimos en otra publicación;  no obstante, por el momento, no se vislumbran acciones que impliquen cambios estructurales profundos que implican decisiones políticas a nivel del Poder Ejecutivo y, principalmente el legislativo. 

El problema inmediato es la pérdida de la producción y el desaprovechamiento de la energía hidráulica y eólica.  Seguidamente al no poder producir, las empresas no pueden generar riqueza, y lógicamente deben de cerrar. Es una ironía que esas dos consecuencias contribuyen a los dos problemas más apremiantes que tiene el país la economía costarricense: el desempleo y un incontrolable déficit fiscal.  Es decir, la decisión del ICE en lugar de estimular la economía genera el efecto contrario.

 Los problemas apuntados, per se, no son ocasionados por el ICE. Si un contrato se venció, nada obliga a renovarlo (ni al ICE ni a nadie). La decisión del instituto refleja un problema estructural más grave que provoca que se desaproveche el recurso renovable impidiendo la dinamización de la economía. 

Como lo he indicado en otras ocasiones el problema de fondo se llama Monopolio.  No solamente el ICE es el amo y señor del sector sino que también es el único agente autorizado a participar en el Mercado Eléctrico Regional (MER). Según datos del MER a finales de 2019 el ICE había colocado 321.52 gigavatios lo que le valió a la institución 16.7 millones de dólares que en algo ayudarán cuando tienes una deuda de seis mil millones de dólares para enero de 2019.  

Al comparar lo exportado por Costa Rica con lo que exportó Guatemala en 2019 (no incluyamos 2020 por lógicas razones) los números del ICE no son significativos: Guatemala: en el 2018 exportó 1.8 millones de MWh  y para 2019 inyectó el 53.9% de energía al MER  lo que equivale 1,657.13 GHh.

El sistema está diseñado para que el mayor generador de energía en el país deje de comprar energía a empresas privadas que no pueden venderla en ningún otro lugar y a nadie más gracias a que el Protocolo Segundo al Tratado del Mercado Eléctrico Regional estableció que “Todos los agentes de los mercados mayoristas nacionales, reconocidos como tales en las legislaciones nacionales y en la medida en que el ordenamiento constitucional de cada Parte lo permita, serán agentes del mercado eléctrico regional y tendrán los derechos y obligaciones que se derivan de tal condición.” 

Por ello, el Gobierno costarricense interpreta que los únicos agentes del mercado eléctrico regional por Costa Rica son el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y sus empresas.

Por ahora hay voces muy tímidas que están tratando de empujar el cambio. En la corriente legislativa hay proyectos de ley que intentan, sin mucho éxito, ir introduciendo cambios menores muy acorde a nuestra idiosincrasia.  

Un ejemplo es en materia de generación distribuida que ya por fin parece que tendremos un nuevo reglamento pronto a aprobarse y que había sufrido un severo pinchonazo gracias a que el texto propuesto no era conforme, según el Ministerio de Economía, Industria y Comercio, a la normativa de protección al consumidor y la competencia.  

También tenemos el proyecto de ley para la promoción de la Generación Distribuida con Fuentes Renovables para Autoconsumo que, admito, tiene cambios importantes como lo es la posibilidad de generar en un punto y consumir en otro, algo a lo que las distribuidoras no les agrada.

Vamos a ver si el 2021 depara cambios que no pueden esperarse que sean grandes.  Del ahogado el sombrero. 

Opinión: Inacción en el sector de las energías renovables de Honduras y Costa Rica

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Panamá: gremio empresario plantea subastas de energía por tecnología y regulación de distribuida

¿Qué prioridades plantea la cámara? 

Nuestro gremio está conformado principalmente por empresas enfocadas en generación distribuida pero también otras que trabajan solar fotovoltaica a gran escala. 

En estos dos segmentos del mercado buscamos aumentar la penetración de la energía solar. En la actualidad estamos cerca de un 4,5% de participación. El último dato es que tenemos sólo unos 200 MW en plantas fotovoltaicas conectadas a la red y 40 MW en modalidad autoconsumo. 

En la parte de generación distribuida buscamos mejorar la regulación tomando como referencia a otros países de América Latina.

En gran escala queremos solicitar la realización de licitaciones por tecnología para que solar fotovoltaica tenga su propia convocatoria.

¿Cuáles son los ejes de su gestión para este año? 

En la Cámara Panameña de Energía Solar (Capes) queremos ser participes de forma muy activa en los lineamientos estratégicos que definió la Secretaría Nacional de Energía de Panamá. Dentro de los cuales, uno de los pilares es la generación distribuida, donde la generación fotovoltaica se destaca por sobre otras. 

Nuestra visión para este nuevo año es formar parte de una mesa intersectorial qué va a estar lanzando la Secretaría Nacional de Energía y poner en agenda del Gobierno nueva normativa y regulación sobre generación distribuida.

Entendiendo que el sector de generación distribuida ha sufrido algunos cambios desde qué se implementó la última reglamentación en Panamá hace unos 6 años, nuestro objetivo es contribuir a la definición de un nuevo marco regulatorio. 

Otro eje importante de nuestra gestión es impulsar alternativas financieras para clientes, siendo un puente con las instituciones bancarias de primer piso o multilaterales. 

¿Cuánto más podría crecer Panamá en energía solar a gran escala?

En Panamá encontramos proyectos individuales de hasta 10 megavatios principalmente. También se pueden encontrar proyectos de 40 megavatios divididos en cuatro plantas para poder acceder a incentivos fiscales que tienen con proyectos de 10 megavatios.

En utility scale vemos con gran preocupación introducción de nuevas plantas de 100 MW, hasta que no se defina la situación de las grandes inversiones de las dos plantas de gas que tenemos pendientes en el país.

¿A que se refiere?

Hay un tema legal y regulatorio sobre la entrada de esas plantas de gas que hasta que no se defina, vemos difícil la introducción de la energía solar fotovoltaica.

¿Nuevas licitaciones de energía podrían ser mecanismos viables para impulsar proyectos solares de más de 10 MW?

Definitivamente. Esa es una de las alternativas que vemos para introducir la tecnología y que las nuevas plantas tengan cabida en el mercado.

Que el Gobierno, a través de la Secretaría Nacional de Energía o la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA), saque licitaciones de corto, mediano o largo plazo enfocadas en tecnología sería lo mejor para el sector fotovoltaico.

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Impulsada por los beneficios tributarios Eneco inaugurará 2,7 MW de generación distribuida en Colombia

Eneco es una empresa abocada al mercado de la eficiencia energética y las energías renovables y opera en Colombia desde el año 2011.

Andrés González, Gerente de Ventas de la firma, cuenta a Energía Estratégica que todo indicaba que el 2020 sería un año de gran expansión para la actividad de autogeneración a través de fuentes renovables de energía (Generación Distribuida).

Sin embargo, el COVID-19 obligó a reperfilar las expectativas, depositando grandes esperanzas en el 2021.

“Por las proyecciones que teníamos, el 2020 iba a ser un año muy bueno. Con la pandemia terminó siendo un año bueno, a pesar de los impactos que ocasionó en otras áreas de la economía. Este es un buen indicio para este 2021 y 2022, porque muchos de los proyectos que se aplazaron se tendrán que hacer durante esos años”, observa el directivo de Eneco.

En efecto, confía: “tenemos un pipeline de ejecución de proyectos para los dos primeros trimestres de este año de cerca de 2,7 MW en autoconsumo, en proceso de ajustes de contratos”. “Son cerca de 3 mil millones de pesos (colombianos)”, destaca.

Se trata de un total de ocho emprendimientos. El más importante de ellos –confía el ejecutivo- es uno de 1 MW que se está construyendo bajo la modalidad llave en mano. “Lo estamos desarrollando para una multinacional radicada en Cali. Lo ejecutamos en alianza con una empresa de ingeniería española”, precisa González, al tiempo que calcula que estará listo entre febrero y marzo próximo.

Otro de los proyectos importantes que están realizando es uno de 614 kW, que estará listo en marzo. Lo destacable del emprendimiento es que se está realizando bajo un modelo ‘leasing’, donde Eneco asume los costos del proyecto fotovoltaico y se cobra con los ahorros de energía producida, a través de un contrato de abastecimiento de energía (PPA) que firma con su cliente.

Beneficios tributarios

En esta línea, González asegura que los beneficios tributarios que concede el Gobierno de Colombia a través de la Ley 1715 para proyectos de energías renovables, especialmente para los de Generación Distribuida, “son vitales”.

“El marco regulatorio de Colombia es muy bueno”, asegura el empresario de ese país, que actualmente vive en España.

Señala que “los incentivos tributarios impactan muy bien en los números de proyectos, principalmente de autoconsumo, es muy alto”.

De acuerdo a cálculos establecidos por Eneco, estos incentivos (deducción de renta del 50%; exclusión del IVA; depreciación acelerada; y quita de aranceles para productos vinculados a fuentes de energías renovables) permiten que un proyecto para un usuario industrial pequeño que pudiera amortizarse en 6 años, se repague en 4,6 años.

Ejercicio hipotético sobre un pequeño usuario industrial en Cali. Fuente: Eneco

“Si la tarifa es mayor (que la del ejercicio), de 525 o 530 pesos por kWh, el valor de la TIR va a aumentar y el del Pay-Back (plazo de amortización) va a disminuir. Porque el ahorro va a estar con cada kWh que el cliente genere; eso hace que sus ingresos anuales sean mayores y los retornos más cortos”, explicó González, en una entrevista para Energía Estratégica.

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Ramírez Cabrera: “No hay razón para revisar contratos de energías renovables que concursaron públicamente”

La revisión de contratos de energías renovables que confirmó Andrés Manuel López Obrador en una conferencia de la semana pasada sigue siendo un tema que genera debate en México.

Por un lado están aquellos que ven con buenos ojos la medida e incluso toman la iniciativa como una oportunidad para el sector. Y por el otro se encuentran las personas que desconfían de la propuesta.

Para colaborar al debate, Energía Estratégica consultó a Victor Ramirez Cabrera, Vocero en Plataforma México Clima y Energía y consultor independiente de varias empresas del país.

“Sin haber una razón real de por medio, se negociarán contratos que concursaron públicamente, no es que fueron adjudicaciones directas”, declaró el entrevistado.

“Es poco recomendable que se revisen todos estos acuerdos, productos de una licitación y que entregan energía a muy bajo costo”, agregó.

La explicación que declara el Ramírez Cabrera es desde el punto de vista de la desconfianza, lo que se ve reflejado en inversiones retiradas o postergadas en el país debido a distintas medidas a lo largo del mandato.

Tal es el caso de AES Corp., que meses atrás pospuso un acuerdo para construir un parque eólico de US$400 millones por problemas de permisos.

“Se le está diciendo a la iniciativa privada o a los inversionistas que no importa si concursan, después se les pueden cambiar los contratos a mitad de la operación. Eso es incertidumbre”, sentenció el Vocero de PMCE.

Pero esta no es la primera que reverán acuerdos en el sector de la energía. Un año atrás la Comisión Federal de Electricidad (CFE) renegoció los términos de compañías canadienses que operaban gasoductos.

Hecho que bajo criterio de consultor “no benefició a ninguna de las partes, sino que solamente dio argumentos políticos para decir que se ahorraba en el corto plazo, pero que se gastaba más en el largo”.

Otro de los puntos en cuestión y que a la vez mantienen en vilo al sector de las energías limpias en México son las elecciones que se llevarán a mitad del corriente año, más precisamente el 6 de junio.

“Si el Gobierno actual mantiene la mayoría y es capaz de cambiar las leyes, difícilmente habrá una recuperación de confianza o inversiones a corto y mediano plazo. Y difícilmente México recuperará el lugar que tenía”.

“Hoy, lamentablemente, las empresas en lugar de dedicarse a hacer proyectos, se están ocupando de litigar y defender sus contratos, a defender la aplicación de la ley”, añadió.

 

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Corfo justifica por qué adjudicó a universidades extranjeras el instituto de renovables más importante de la región

El pasado lunes 4 de enero, el Consejo Corfo adjudicó la propuesta para desarrollar el Instituto Chileno de Tecnologías Limpias (ITL) al consorcio liderado por Associated Universities Inc. (AUI), integrado por las más importantes universidades de Estados Unidos, universidades públicas y privadas, y empresas chilenas e internacionales.

El  ITL promete ser el centro más importante de Latinoamérica en I+D (investigación y desarrollo) de energía solar, hidrógeno verde, minería sustentable y materiales avanzados de litio y otros minerales.

Según precisaron desde Corfo, el próximo paso del Instituto será “la constitución de una persona jurídica chilena sin fines de lucro, que será, finalmente, la receptora del Aporte I+D que proviene de SQM producto del contrato de litio en el Salar de Atacama”.

En una entrevista para Energía EstratégicaPablo Terrazas, Vicepresidente Ejecutivo de Corfo, adelantó que en 2023 estaría operativo el centro.

Polémica

La adjudicación de la subasta al AUI desató la polémica, sobre todo en los sectores académicos que criticaron que se haya dejado afuera a las universidades públicas en el armado del ITL. Estas casas de altos estudios participaron, en conjunto, dentro del consorcio Corporación Alta Ley.

También hubo legisladores que criticaron el proceso de selección, denunciando irregularidades y favoritismo por las universidades extranjeras.

Para responder a las críticas y dar transparencia al concurso, el día de ayer Corfo publicó los justificativos de la asignación.

Explicó que la Comisión Evaluadora del proceso seleccionó la propuesta según los siguientes criterios y subcriterios de evaluación: diagnóstico, plan de desarrollo estratégico, infraestructura y equipamiento, plan de trabajo, presupuesto, participantes, gobernanza, sustentabilidad a largo plazo, y cofinanciamiento.

“Cada ítem se calificó con una nota de 1 a 5, y cada criterio contó con una ponderación definida”, señaló.

Precisó: “el resultado de esta evaluación dio como notas finales ponderadas, un 4,5 para AUI; 4,2 para Corporación Alta Ley; y 3,3 para Fundación Chile”.

“Tal como muestran las actas del Consejo Corfo (descargar), si bien las propuestas fueron altamente competitivas, la de AUI fue considerada la de mayor valor para la Región de Antofagasta y para Chile”, argumentaron finalmente desde Corfo.

En esa línea, señalaron: “Corfo desestima las críticas vertidas en los últimos días por algunos actores locales, quienes sin conocer la propuesta ganadora e ignorando las razones que sostienen la decisión, han señalado que se actuó de manera irregular”.

Las diferencias que marcaron la ventaja

Sobre la asignación, explicaron “AUI obtuvo una mejor evaluación que la propuesta presentada por la Corporación Alta Ley, que ocupó el segundo lugar, en los criterios de sustentabilidad a largo plazo y cofinanciamiento del Instituto, siendo estos los principales elementos diferenciadores, entre ambas presentaciones.

En el caso de la sustentabilidad a largo plazo, la propuesta ganadora, contempla la generación de nueva capacidad instalada en la Región de Antofagasta, comprometiendo seis nuevos laboratorios e instalaciones multipropósito para el desarrollo de las tres áreas de especialización del instituto, creando valor para la Región de Antofagasta y para todo Chile, convirtiéndonos en una referencia tecnológica mundial.

Por su parte, la propuesta liderada por Alta Ley no considera nueva capacidad instalada en la Región de Antofagasta, ni desarrollo de nuevo equipamiento propio. Por el contrario, deja la labor del instituto desagregada en la infraestructura que tienen las instituciones relacionadas al consorcio, no proyectando el trabajo de la entidad, una vez que se acabe el Aporte I+D.

Respecto al ítem de cofinanciamiento del Instituto, la Corporación Alta Ley condicionó el 20% del aporte total contemplado, a la reinversión de eventuales ingresos futuros, generando una incertidumbre evidente y poniendo en duda la capacidad del Instituto de financiar los programas contemplados en la propuesta y proyectarse a futuro. AUI consideró asimismo aportes monetarios efectivos por un monto de US$ 104 millones, y solicitó un aporte I+D de SQM por US$ 142 millones. Por su parte, la propuesta liderada por la Corporación Alta Ley contempló un aporte monetario efectivo de US$ 37,5 millones y solicitó el aporte máximo I+D con SQM (US$ 193 millones).

Fuente: Corfo

La Comisión Evaluadora consideró que la propuesta liderada por AUI mostraba también como fortaleza un modelo de negocio factible y un adecuado tratamiento de los aspectos de transferencia tecnológica; además de una definida estrategia de escalamiento y comercialización, presentando ejemplos claros que permiten confirmar el fortalecimiento de emprendimientos de base tecnológica.

Asimismo, destacó que la propuesta contempla un modelo abierto e integrador, que considera durante el periodo de vigencia del Aporte I+D, que las universidades, centros y/o institutos que cuenten con capacidades científicas y tecnológicas en Chile y que no sean parte del consorcio ganador, puedan participar de las iniciativas del Instituto. En esta materia, el Consejo Corfo solicitó que la propuesta debe ofrecer un Memorándum de Entendimiento (MOU) que tendrá como objetivo la incorporación y fortalecimiento del rol de los actores nacionales en la iniciativa.

Destacó el compromiso por parte de AUI para permitir el ingreso de otros participantes a la ejecución del proyecto. Esto tiene como objeto desarrollar y/o transferir tecnología a las industrias relacionadas con las temáticas del Instituto, de manera de promover la agregación de valor productiva en las empresas que operan en Chile, y especialmente en la Macro Zona Norte.

Cabe señalar que el proceso de licitación consideraba la posibilidad de contar con asesorías externas, nacionales o internacionales, pero su contenido no era vinculante ni eran los únicos antecedentes o insumos que debía considerar la Comisión Evaluadora.

Como especialistas en sus diferentes materias, estos asesores entregaron respuestas valiosas en cuanto a los diagnósticos, planes de desarrollo y de trabajo, infraestructura, análisis de presupuesto y su vínculo con las metas propuestas, y análisis de participantes. Ahora bien, los asesores externos se pronunciaron favorablemente por dos de las tres propuestas analizadas, y sin perjuicio de que no estaban obligados, emitieron una opinión calificándolas cuantitativamente.

En dicha calificación, se observa una diferencia menor en las propuestas de AUI y Alta Ley, y en tanto, la Comisión Evaluadora analizó las calificaciones y sus comentarios y se apegó a lo que establecían las bases del proceso, lo que generó diferencias principalmente en lo que se refiere a la sustentabilidad de largo plazo de la propuesta de Alta Ley.

En esto, si bien los asesores externos le dieron la máxima calificación en este ítem, indicaron a su vez que la propuesta mostraba debilidad en cuanto carecía de un asesoramiento continuo de tendencias y cambios en las necesidades de mercado y oportunidades para ajustar planes y proyecciones. La Comisión Evaluadora, por tanto, estimó que lo anterior se traducía en serias debilidades de coherencia y factibilidad del modelo de negocio, que no permitía asegurar la sustentabilidad de largo plazo del Instituto.

La propuesta de AUI también tuvo la máxima calificación en sustentabilidad en largo plazo por parte de los asesores externos, coincidiendo con la Comisión Evaluadora.

Es importante mencionar que la receptora del aporte no será AUI, ni las universidades ni empresas asociadas en el proyecto, sino el Instituto Chileno de Tecnologías Limpias, luego de su constitución como persona jurídica sin fines de lucro, el cual se instalará físicamente en la Región de Antofagasta.

Además, el directorio del ITL estará conformado por 7 miembros, dos representantes nombrados por el Presidente de la República, uno de las universidades de la Macro Zona Norte del país, tres representantes de la misma zona, provenientes de cada una de las industrias que se espera desarrollar, y un director nombrado por AUI.

El ITL creará valor para toda la región y el país, y su plan de trabajo anual deberá ser aprobado por el Consejo Corfo, el que velará por el cumplimiento del objetivo de este Instituto.

El Aporte I+D puede ser renovado o modificado por el Consejo de Corfo, correspondiendo a este decidir acerca de la continuidad del aporte por cada año, y el aporte debe contribuir a los objetivos de política pública que se encuentren impulsando los órganos de la Administración del Estado, los que deben estar vinculados con los objetivos del Instituto”.